ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GAS LICUADO DE PETRÓLEO 2006

Transcripción

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2 República de Colombia SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GAS LICUADO DE PETRÓLEO 2006 BOGOTÁ, D. C., SEPTIEMBRE DE 2007

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4 ÁLVARO URIBE VÉLEZ Presidente de la República EVAMARÍA URIBE TOBÓN Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios DAVID ALFREDO RIAÑO Superintendente Delegado de Energía y Gas DIRECCIÓN Y REVISIÓN: JUAN FELIPE OSPINA URQUIJO Director Técnico de Gestión Gas Combustible TEXTOS Y DESARROLLO METODOLÓGICO: Juan Felipe Ospina Urquijo, Edwin Cruz Caballero, Guillermo Cajamarca Mesa, Paula Inés Ocampo, Juan Felipe Cárdenas, Jeaneth Flórez Pardo, Claudia Marcela Granados, Sofía Patricia Rincón Asesoría Editorial John Brian Cubaque Edisoma Ediciones Especiales Ltda. Septiembre de 2007

5 4 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS

6 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Contenido Presentación... 9 SECTOR DE GAS NATURAL El mercado de gas natural en Colombia Análisis financiero del sector de gas natural Estado actual de la confiabilidad en el suministro y transporte de gas naturalen Colombia Esquemas de confiabilidad en el suministro y transporte de gas natural Sistemas de información en gas natural y desarrollo de mercados de corto plazo Expansión del sistema de transporte de gas natural Situación del sector de gas natural en Colombia frente a la dinámicadel sector eléctrico El Mercado de Energía Mayorista en Colombia Participación de las plantas térmicas de gas natural en la operación del SIN Operación conjunta de los sectores de gas natural y electricidad Mercados regionales de gas natural a nivel internacional-análisisde intensidad energética Definición de políticas de eficiencia energética Análisis comparativo de la intensidad energética del gas natural en el contexto internacional Sector de gas natural en Colombia-Contexto internacional Conclusiones y Recomendaciones SECTOR DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO GLP El Mercado de GLP a nivel internacional Consumo sectorial de GLP a nivel mundial...58

7 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Consumo sectorial de GLP en Centro y Suramérica Consumo sectorial de GLP en Asia Consumo sectorial de GLP en Norteamérica Consumo sectorial de GLP en Europa y Eurasia Consumo sectorial de GLP en Medio Oriente Consumo sectorial de GLP en África Producción de GLP Comercio internacional de GLP Precios del GLP a nivel internacional Consumo de energía primaria Análisis por clusters Grupo 1: Bajo ingreso y bajo consumo Grupo 2: Bajo ingreso y alto consumo Grupo 3: Alto ingreso y bajo consumo Grupo 4: Alto ingreso y alto consumo Grupo 5: Macroconsumidores de GLP Intensidad energética y consumo de GLP El mercado de GLP en Colombia Estructura del mercado Gran Comercializador de GLP Transporte de GLP Comercialización Mayorista de GLP Distribución de GLP Aspectos Regulatorios del GLP en Colombia frente a otros mercados Estructura del mercado de GLP en Argentina Estructura del mercado de GLP en Brasil Estructura del mercado de GLP en Chile Estructura del mercado de GLP en España Estructura del mercado de GLP en México Estructura del mercado de GLP en Bolivia Perspectivas de desarrollo del mercado de GLP En el sector automotor En el sector industrial En la generación de energía En el desplazamiento de energéticos primarios Expectativas de desarrollo del mercado de GLP en la región Sector de GLP en Colombia aspectos financieros...109

8 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Anexo Anexo Anexo Anexo

9 8 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS

10 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Presentación L a Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios consciente de la necesidad de contar con información organizada de los sectores de gas natural y de gas licuado de petróleo (GLP), sobre los avances en el desarrollo de la industria y su contribución al desarrollo de una canasta energética eficiente para el país, presenta a los diferentes agentes el Informe Sectorial En esta edición se muestra un análisis de la industria, teniendo en cuenta su evolución en el país con relación al contexto internacional, incorporando elementos de política energética, regulación económica y perspectivas sectoriales. Para gas natural, se hace una revisión del estado actual de la confiabilidad en el suministro y transporte, destacando la evolución en la operación conjunta de los sectores de gas natural y electricidad. Posteriormente, se realiza un análisis comparativo de la actividad de gas natural a nivel internacional, con relación a aspectos de regulación, estructura de industria y de mercado, e incidencia del gas natural como fuente de energía en el desarrollo de la actividad económica. Para gas licuado de petróleo, se presenta un análisis a nivel internacional, teniendo en cuenta el consumo sectorial por regiones, producción y precios del combustible. De esta manera, a fin de contextualizar el estado actual del mercado del gas natural y del gas licuado de petróleo (GLP) en el contexto internacional, se desarrollan algunos indicadores de intensidad energética y se aprecian tendencias en el consumo. 9 Finalmente, se incluye un Anexo con información referente a indicadores financieros de empresas del sector.

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12 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Capítulo 1 SECTOR DE GAS NATURAL 1.1. El mercado de gas natural en Colombia E n este capítulo se hace una caracterización del mercado de gas natural, primero, a nivel de oferta con relación a fuentes de suministro, reservas, capacidad de producción y producción real; y segundo, a nivel de demanda de acuerdo con la evolución del suministro por sectores de consumo. Al finalizar el 2006, las reservas de gas natural en el país se proyectan en 3.63 gigapiés cúbicos - GPC. El factor R/P equivalente para estas reservas es de 11,68 años y están distribuidas en aproximadamente doce campos principales de producción de gas, localizados en cuatro regiones: Costa Atlántica, Santander, Llanos Orientales y en el Huila-Tolima. La siguiente gráfica muestra la evolución de reservas de gas natural en Colombia. Figura 1. Reservas de gas natural en Colombia ( ) TPC Fuente: Minminas, Cálculos SSPD

13 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS No obstante, es importante mencionar que el país cuenta con un alto potencial de reservas que están siendo exploradas por diferentes empresas en aproximadamente 12,5 millones de hectáreas. En este sentido, vale la pena destacar los primeros hallazgos de la fase exploratoria de los contratos otorgados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, específicamente en lo relacionado con el descubrimiento de gas natural en el Bloque La Creciente, en el departamento de Sucre. Según Pacific Stratus Energy, empresa que desarrolla el proyecto, las reservas de gas natural certificadas para este campo se encuentran por encima de los 200 mil millones de pies cúbicos; sin embargo, se perforarán tres pozos más para establecer las reservas totales del campo. Respecto a la producción de gas natural, Colombia cuenta con dos fuentes principales de producción desde las cuales se abastece aproximadamente el 85% de la demanda nacional. Los campos de La Guajira tienen una capacidad de producción de 610 MPCD, lo que representa la fuente de producción más grande con que actualmente cuenta el país. Después de la Guajira, Cusiana es el segundo campo productor de gas natural con una capacidad de 200 MPCD; los demás campos productores suman una capacidad aproximada de 100 MPCD, con lo que se obtiene una capacidad de producción total de alrededor de 910 MPCD. Respecto a La Creciente, gracias a la cercanía del campo al Gasoducto Guepaje Corozal GGC (capacidad de transporte 45 MPCD), se prevé que para el primer semestre del 2008 inicie su producción con 25 MPCD. Así mismo, para cerrar el año 2008, se espera que la producción llegue a un máximo de 150 MPCD, para lo cual se proyecta la construcción de un gasoducto paralelo al GGC con una capacidad de 120 MPCD, que se conectará al sistema de transporte de la costa atlántica. De otra parte, se espera que a partir de enero de 2008 Ecopetrol S. A. inicie la producción de gas natural del campo Gibraltar con 5.2 MPCD, que se incrementa a 32.1 MPCD durante el segundo semestre Con lo anterior, el país superaría el gigapié cúbico día (1.000 MPCD) de capacidad de producción y responde en parte a las necesidades de suministro interno ante los escenarios de exportaciones de gas natural en el corto y mediano plazo. No obstante, las señales que emita el regulador en la definición del nuevo marco tarifario que remunere la actividad de transporte de gas natural determinará en gran medida la rapidez con la que se ejecuten los proyectos de infraestructura que en el mediano plazo sean consistentes con las necesidades de expansión y confiabilidad del servicio. Como se muestra en la siguiente gráfica, contrario a lo que ocurre con la evolución de reservas, la producción de gas natural ha tenido una tendencia creciente durante los últimos años. 12

14 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Figura 2. Suministro de gas natural en Colombia ( ) MPCD Fuente: ANH, Cálculos SSPD Los precios del gas natural suministrado en Colombia fueron definidos inicialmente por la Comisión de Precios del Petróleo y Gas mediante la Resolución 039 de 1975 para el gas de La Guajira. Posteriormente, la Resolución 061 de 1983 estableció el precio del gas natural asociado y no asociado del interior del país. La Resolución CREG 023 de 2000 acogió los precios definidos en las anteriores resoluciones. Con la expedición de la Resolución CREG 119 de 2005, la Comisión estableció que el precio del gas de Cusiana se liberaría cuando la capacidad de la planta de tratamiento de gas asociado permitiera inyectar al sistema mínimo 180 MPCD, lo cual ocurrió en julio de Por otra parte, esta misma Resolución modificó el índice con el cual se actualiza el precio del gas de La Guajira. Anteriormente, el índice utilizado era el precio FOB del Fuel Oil de exportación, la Resolución 119 de 2005 determinó que el índice a aplicar es el New York Harbor Residual Fuel Oil 1% Sulfur LP Spot Price. Como se muestra en la figura 3, el precio regulado de gas de La Guajira trae una tendencia decreciente como resultado del precio internacional del crudo, de acuerdo con la metodología de actualización de precios. Para los demás campos de producción, con excepción del gas de Opón, los precios se encuentran libres sin sujeción a precios máximos. 13

15 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS 2,800 2,600 2,400 2,200 Figura 3. Comportamiento del precio del gas en boca de pozo $us/mbtu 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 07/02 01/03 07/03 01/04 07/04 01/05 07/05 01/06 07/06 01/07 Guajira Cusiana Fuente: Ecopetrol S.A. Desde la perspectiva de la demanda de gas natural, el 2006 refleja la dinámica propia del último quinquenio específicamente en los sectores Industrial, Residencial y Vehicular GNV; por su parte, los sectores termoeléctrico, petroquímico y refinerías no presentaron variaciones significativas de consumo en lo corrido del Figura 4. Distribución del consumo por sectores GBTU/D GNV Doméstico Industrial Petroquìmico Ecopetrol Térmico Año 14 Fuente: UPME 2000 El mayor incremento del consumo en el 2006 se presentó en el sector de GNV, al pasar de 33 GBTU/D en el 2005 a 52 GBTU/D, lo que corresponde a una variación del 60%. Esta variación ha sido sostenida desde el año 2000, cuando eran menos de los automotores convertidos, hoy son más de

16 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Figura 5. Evolución automotores convertidos a GNV Cantidad Variación Anual % 80% % 90% 80% % 70% % % % % % 30% Fuente: MME Desde el punto de vista del número de municipios con gas natural, se observa que las políticas implementadas con el plan de masificación generaron las condiciones propicias para atraer inversión. Es así como en 1991 solo 31 municipios contaban con servicio, hoy son 415 los beneficiados del gas natural, lo que representa una tasa de crecimiento promedio anual del 22%. Estos 415 municipios corresponden al 37,8% de los del país. Figura 6. Crecimiento del número de municipios con gas natural Crecimiento promedio anual 22% Fuente: UPME, MME Cálculos SSPD 15 Los usuarios regulados del servicio de gas natural en el país son atendidos por 28 empresas distribuidoras. Actualmente, la regulación aplicable a la distribución de gas natural depende de dos marcos tarifarios.

17 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Por una parte, se encuentra la Resolución CREG 057 de 1996, que define la metodología de remuneración para las empresas prestadoras en Áreas de Servicio Exclusivo (ASE), y por otro lado, la Resolución CREG 011 de 2003, que aplica para las demás empresas distribuidoras. El crecimiento del número de usuarios refleja la rápida expansión de las empresas en las principales ciudades del país y la incursión en nuevos mercados. Las cifras muestran que el número de usuarios residenciales prácticamente se ha doblado cada 5,5 años. Para los usuarios no residenciales el crecimiento es mayor en los últimos tres años, en parte, por incentivos como la discriminación de tarifas por rangos de consumo dados en el marco tarifario vigente (Resolución CREG 011 de 2003). Figura 7. Crecimiento del número de usuarios Residencial Residencial No residencial No Residencial Los aumentos en las tarifas de gas natural han sido ocasionados, principalmente, por los incrementos en los cargos de distribución aprobados por la CREG y por los aumentos en el costo del gas natural en boca de pozo, ya que este depende de los precios internacionales de crudo. 16

18 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Figura 8. Tarifa promedio nacional Crecimiento Promedio Anual 9.7% $/m Año Fuente: SUI El incremento más notorio se observa a partir del 2004 (15.74%) causado por la aprobación de cargos de distribución y comercialización bajo el actual marco tarifario (Resolución CREG 011 de 2003). La tarifa promedio se calculó para cada año, como el promedio de los ingresos sobre los consumos de cada empresa, ponderado por usuario. Figura 9. Comparación facturación Valor factura ($) Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali Cartagena Medellín Neiva Fuente: Publicaciones empresas Cálculos SSPD Desde la perspectiva de la factura al usuario final, ciudades como Neiva, Bogotá y Bucaramanga, entre otras, tienen hoy las tarifas más altas del país y responden al incremento aprobado del cargo de distribución y a la distancia que existe entre el centro de producción y el centro de consumo. 17

19 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS A continuación se presentan las variaciones que han registrado las tarifas de un usuario del estrato 3 para siete ciudades del país considerando un consumo de 20 m 3. Se destaca la estabilidad de las tarifas durante el último semestre de 2006, causada por el comportamiento de la Tasa Representativa del Mercado TRM y la disminución del costo del gas de La Guajira, entre otros. Figura 10. Facturación usuarios Barranquilla Crecimiento promedio semestral 14,2% Valor factura ($) Dic/04 Jun/05 Dic/05 Jun/06 Dic/06 Fuente: Publicaciones empresas Cálculos SSPD Figura 11. Facturación usuarios Bogotá Crecimiento promedio semestral 2,7% Valor factura ($) Fuente: Publicaciones empresas Cálculos SSPD Dic/04 Jun/05 Dic/05 Jun/06 Dic/06

20 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Figura 12. Facturación usuarios Bucaramanga Crecimiento promedio s emes tral 9,2% Valor factura ($) Dic/04 Jun/05 Dic/05 Jun/06 Dic/06 Fuente: Publicaciones empresas Cálculos SSPD Figura 13. Facturación usuarios Cali Crecimiento promedio s emes tral 0,6% Valor factura ($) Dic/04 Jun/05 Dic/05 Jun/06 Dic/06 Fuente: Publicaciones empresas Cálculos SSPD 19

21 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Figura 14. Facturación usuarios Cartagena Crecimiento promedio s emes tral 5% Valor factura ($) Dic/04 Jun/05 Dic/05 Jun/06 Dic/06 Fuente: Publicaciones empresas Cálculos SSPD Figura 15. Facturación usuarios Medellín Valor factura ($) Crecimiento promedio s emes tral 13,9% Dic/04 Jun/05 Dic/05 Jun/06 Dic/06 Fuente: Publicaciones empresas Cálculos SSPD 20

22 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Figura 16. Facturación usuarios Neiva Crecimiento promedio s emes tral 8,4% Valor factura ($) Dic/04 Jun/05 Dic/05 Jun/06 Dic/06 Fuente: Publicaciones empresas Cálculos SSPD 1.2. Análisis financiero del sector de gas natural De acuerdo con la información reportada por los agentes al SUI (Sistema Único de Información), en este capítulo se hace una revisión y análisis de la información financiera relacionada al sector de gas natural. En el 2006 los activos totales crecieron el 17,99% respecto al año 2005 y frente al año 2000 el total registrado es del 124,35%. En el crecimiento acumulado se destaca el dinamismo en los activos de las empresas distribuidoras comercializadoras, que presentan una variación del 150,06% comparada con la variación acumulada total del 106,39% de las empresas transportadoras. Sin embargo, entre los años 2005 y 2006, el incremento de activos del grupo de las empresas transportadoras es superior al de las distribuidoras-comercializadoras, derivado de un fortalecimiento de sus activos corrientes a través de su portafolio de inversiones; así, mientras las distribuidoras crecieron en un 14,53%, las transportadoras lo hicieron en un 21,09%. También es importante observar, que los activos de este grupo de 8 empresas ascienden a 3,5 billones de pesos, concentrando el 54,18% del valor total de activos del sector (6,6 billones de pesos). 21

23 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Figura 17. Evolución activos empresas gas natural Miles De Millones ($) , Total Dc Total T Total Fuente: SUI De igual forma, la inversión en infraestructura fue más alta para las empresas transportadoras, que muestran un aumento de aproximadamente 100 mil millones de pesos en sus activo fijos netos. No obstante, se encontró que en los saldos totales a 2006, los recursos asignados a activos fijos son similares para ambos grupos, donde las empresas distribuidoras presentan un saldo total de activos fijos netos de 920 mil millones de pesos y las transportadoras un total de 987 mil millones de pesos. En el comportamiento de pasivos de estas empresas no se observa un nivel de endeudamiento promedio elevado para alguno de los dos grupos en particular. Se destacan casos de endeudamiento elevados dentro del grupo de empresas distribuidoras con porcentajes cercanos y superiores al 70%. Los pasivos de las empresas distribuidoras concentran para el 2006 el 61,97% del total de la deuda del sector, que asciende a 1,7 billones de pesos. Figura 18. Evolución pasivos empresas gas natural 22 Miles De Millones ($) Total Dc Total T Total Fuente: SUI

24 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Lo anterior indica una tendencia mayor de las transportadoras al apalancamiento de la operación con recursos propios. En lo referente a la estructuración de deuda, no se generan alertas en cuanto a una concentración fuerte de pasivos en el corto plazo. Es por esta razón que no existe una presión alta sobre los pasivos corrientes, lo que permite ubicar un indicador de liquidez favorable y un comportamiento aceptable del capital de trabajo. La liquidez medida con el indicador de razón corriente, muestra para el sector una capacidad de cobertura de pasivos de corto plazo en 2,17 veces. Figura 19. Liquidez (Act. cte./pas. cte.) 4 3,86 3,5 3 3,28 3,44 Veces 2,5 2 1,5 1 1,49 1,59 1,38 1,40 1,34 1,37 1,28 1,36 1,24 1,35 2,47 1,69 1,53 1,82 1,75 1,27 1,52 2,17 Total Dc Total T Total Sector 0,5 0 Fuente: SUI En general, entre 2005 y 2006 se observó una preferencia de las empresas del sector por financiarse a través de capitalizaciones, acumulación de reservas o reinversión de las utilidades obtenidas en períodos anteriores, dado que el patrimonio total creció un 22,53% comparado con un crecimiento de los pasivos de solo el 6,76%. Figura 20. Evolución patrimonio empresas gas natural Miles De Millones ($) Total Dc Total T Total Fuente: SUI

25 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS La tendencia a reducción de deuda en las empresas es consistente con una ligera reducción observada en los gastos financieros del sector, que pasaron de 113 a 111 mil millones de pesos. En las empresas distribuidoras se encontraron resultados óptimos de expansión y aumento de volúmenes, como lo confirma el crecimiento de los ingresos de operación, que presenta una variación del 26,76%, es decir, 430 mil millones de pesos. El grupo de las 25 empresas concentra 75,85% del total de ingresos operacionales del sector (2.6 billones de pesos). Por otro lado, las transportadoras registran una variación del 13,95% en sus ingresos. Figura 21. Evolución ingresos operacionales empresas gas natural Miles De Millones ($) , ,93 399, ,26 481, ,29 574, ,94 585, ,51 568, ,19 648,00 Total Dc Total T Total Fuente: SUI El efecto de este dinamismo en los ingresos se refleja en la aceleración que registra para este período el EBITDA del sector, que asciende a 926 mil millones de pesos, varía el 24,40% con respecto al Figura 22. Evolución EBITDA empresas gas natural Miles De Millones ($) , ,63 206, ,11 272, ,14 320, ,51 347, ,92 423,80 396,15 530,29 Total Dc Total T Total Fuente: SUI

26 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Lo anterior despeja cualquier duda respecto a la capacidad operacional de las empresas distribuidoras y transportadoras. El EBITDA obtenido confirma la no existencia de puntos críticos en lo relacionado a la estructura de costos y gastos operacionales. En el 2006 la participación de estos costos en el total de ingresos operacionales de las empresas distribuidoras es del 69,77%, hecho que coincide con los márgenes operacionales arrojados superiores al 30%. En el mismo sentido, las empresas transportadoras tienen una participación de costos sobre ingresos del 40,9%, que comparado con el 47,13% obtenido para el 2005, muestran una optimización operacional particularmente para la actividad de transporte. Como consecuencia de un EBITDA satisfactorio para el sector, se encontraron para este período márgenes de Rentabilidad de Activos y de Patrimonio superiores a los registrados en años anteriores. 25,00% Figura 23. Rentabilidad de activos empresas gas natural (EBITDA/Activo total) % 20,00% 15,00% 10,00% 11, ,10 11,40 9,42 8,03 13,49 10,88 10,69 13,76 12,29 10,98 13,75 12,34 16,16 10,94 13,40 17,65 11,15 14,13 Total Dc Total T Total Sector 5,00% 0,00% Fuente: SUI Así mismo, las utilidades netas para las empresas crecieron el 33,40%, se encontró como aspecto significativo el aumento acelerado del 65,48% en las utilidades netas de las empresas distribuidoras comercializadoras. 25

27 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Figura 24. Evolución utilidades netas empresas gas natural ,97 M iles De M illones ($) Fuente: SUI 499,23 445,51 421,42 399,21 298,11 257,99 266,35 250,14 241,25 192,86 159,24 171,28 123,48 147,40 124,85 101,63 73,49 34, Añ 266,77 Total Dc Total T Total El argumento que da explicación a este resultado radica en el hecho de que este grupo de empresas obtiene márgenes de beneficio importantes por la financiación en las conexiones de nuevos usuarios por medio de rendimientos financieros que si bien no tienen impacto en el resultado operativo del negocio por constituirse como un ingreso no operacional, sí tienen un efecto en el resultado final del ejercicio. El Anexo 1 de este documento recoge información adicional referente a indicadores financieros de empresas del sector de gas natural Estado actual de la confiabilidad en el suministro y transporte de gas natural en Colombia En este capítulo se muestra un panorama del estado actual de la confiabilidad del sistema de suministro y transporte de gas natural en Colombia, y se evalúan alternativas de confiabilidad y expansión de la infraestructura. La contratación de suministro de gas natural en Colombia está sujeta a un mecanismo de contratación bilateral en donde los precios son libremente acordados entre el productor-comercializador y los usuarios no regulados de acuerdo con la regulación vigente 1 ; escenario que en una estructura industrial de la oferta de gas natural evidentemente concentrada como la existente en el país 2, restringe la posibilidad de negociación de los contratos por parte de los usuarios y propicia el abuso de posición dominante por parte del productor, quien en principio establece los precios del hidrocarburo, teniendo en cuenta las expectativas del mercado Sobre este tema, no obstante la política de explotación de hidrocarburos en el país que otorga al productor-comercializador autonomía para decidir el destino del gas natural, ya sea para suministro 1 Hasta la expedición de la Resolución CREG 070 de 2006, el precio pactado en los contratos no debía superar el Precio Máximo Regulado (PMR). 2 Documento CREG 039 de Contratación de suministro de combustible para generación eléctrica, pág Al respecto, es importante destacar que en industrias de producción de hidrocarburos (i.e. gas metano, gas natural, crudo), normalmente la regulación no reconoce el Costo Marginal (Cmg) como un precio de equilibrio competitivo porque en el largo plazo los productores no pueden financiar operación y exploración de nuevos yacimientos (i.e. gas natural), luego se prefiere usar un Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP) para garantizar incrementos en la producción por bloques y no por unidades marginales.

28 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP al mercado o para utilización propia 4, los incrementos en el precio internacional del petróleo han afectado el suministro 5, por ejemplo, desde campos de gas asociado, dado que ante expectativas de precios altos de crudo, algunos productores han optado por la reinyección del gas para incrementar su producción en el corto plazo; y como consecuencia, durante el año 2006 se vio una reducción en el suministro de algunos campos de gas asociado superior al 50% 6. Esta situación de incertidumbre y garantía en la producción de gas natural cobra relevancia en el escenario base de proyección de demanda del año , donde se estima un consumo doméstico de 704 MPCD. Para el año 2008, la inclusión en la proyección de demanda de las exportaciones hacia Venezuela, arroja un consumo esperado del orden de 785 MPCD. En este contexto, el abastecimiento de la demanda se vería afectado en dos aspectos: primero, la demanda doméstica a nivel de consumidor final de gas natural (industrial, comercial y residencial); y segundo, en un escenario de baja hidrología, habría una fuerte incidencia sobre el suministro de gas natural a plantas térmicas requeridas a plena capacidad para garantizar confiabilidad al sistema eléctrico colombiano. Se evidencia de esta manera la necesidad de garantizar el suministro de gas natural por parte de los productores-comercializadores y responder a los requerimientos de pleno abastecimiento de la demanda interna y exportaciones sin comprometer la confiabilidad en la operación del sistema, y por ende, la generación de energía eléctrica, dada la alta participación de plantas térmicas de gas natural en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) 8. Por otra parte, con relación a la actividad de transporte de gas natural, la evidencia en la operación del sistema muestra la insuficiencia en la capacidad de transporte para garantizar la confiabilidad en la prestación del servicio. Esto, en razón a que la actual infraestructura presenta importantes restricciones para la atención de la demanda ante cualquier cambio en las condiciones de operación del sistema. La configuración del sistema de gasoductos troncales del país solo permite el flujo del combustible en una única dirección, desde las dos principales fuentes de suministro (Guajira y Cusiana), lo cual hace que el abastecimiento de gas sea vulnerable a imprevistos que puedan ocurrir en el sistema. Al respecto, la situación del tramo Ballena-Barrancabermeja es de especial interés, pues un importante porcentaje del consumo del interior del país es atendido con gas de los campos de La Guajira. No obstante la capacidad actual del gasoducto Ballena-Barrancabermeja es de 190 MPCD, y a diciembre de 2006 se transportaron hacia el interior en promedio 130 MPCD, existen contratos vigentes de suministro con punto de entrega en Barrancabermeja por un volumen superior a 230 MPCD. De otro lado, en el interior del país, el campo Cusiana tiene una capacidad de producción máxima de 200 MPCD y la capacidad de transporte del gasoducto Cusiana-La Belleza es de 180 MPCD ANH, contrato de exploración y producción de hidrocarburos, De enero de 2005 a diciembre de 2006, los precios de referencia WTI se han incrementado 15%. Fuente: WTI Spot Price FOB 6 Fuente: SUI. Cifras gas facturado por productor, Fuente: UPME, Demanda de gas natural en Colombia En el capítulo siguiente se desarrolla un análisis de prospectiva del sector de gas natural frente al sector eléctrico

29 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Sin embargo, la capacidad del tramo La Belleza-Vasconia alcanza solamente los 90 MPCD 9, por lo cual, ante un evento que limite el suministro de gas desde la Costa Atlántica, parte de la demanda del interior no podría ser atendida con gas de Cusiana, dada la capacidad limitada de transporte en el tramo La Belleza-Vasconia, aun después de considerar el flujo de gas por el tramo La Belleza-Cogua hacia la ciudad de Bogotá. Dos hechos han dejado al descubierto los problemas de confiabilidad en la prestación del servicio de gas natural. El primero fue el Racionamiento Programado que entre enero y abril de 2006 restringió el suministro de gas desde La Guajira, debido a los trabajos de ampliación de la capacidad de producción 10. El segundo, fue el incidente ocurrido en el gasoducto La Belleza Cogua, que dejó sin servicio a más de usuarios de la ciudad de Bogotá y algunos municipios aledaños durante aproximadamente 48 horas 11. Mención especial merecen los casos de la fragilidad en el abastecimiento de la demanda en Cúcuta, Los Patios y Villa del Rosario en el Norte de Santander, así como en Yopal en el departamento del Casanare. Ante la declinación del campo El Cerrito, los usuarios de Cúcuta, Los Patios y Villa del Rosario han sufrido recientemente interrupciones del servicio que han sido subsanadas por parte de la empresa distribuidora, Gases del Oriente S. A. ESP, mediante la inyección de aire propanado y gas natural comprimido en la red de distribución. Tal como la Superintendencia ha manifestado a las entidades de planeación sectorial en el país, la problemática radica en la necesidad de contar con una solución de largo plazo que incluya nuevas fuentes de suministro de gas natural y la interconexión al Sistema Nacional de Transporte (SNT), pues en las localidades afectadas es un hecho visible que en el largo plazo no se podrá seguir garantizando la disponibilidad de gas desde este campo. Por otra parte, con respecto al municipio de Yopal, durante el 2005 y hasta enero de 2006 se presentaron interrupciones en la prestación del servicio público domiciliario de gas natural por red, debido a la suspensión del suministro desde el campo Morichal, que es operado por la empresa Perenco, que afectó la prestación del servicio a la totalidad de los usuarios. Para atender esta situación, la empresa distribuidora Gases de Cusiana S. A. E.S.P. cambió transitoriamente el tipo de gas combustible suministrado, de gas natural a GLP. Dados los sobrecostos asociados a este cambio, y atendiendo a la obligación de la empresa de mantener las condiciones de prestación del servicio estipuladas en el Contrato de Condiciones Uniformes 12, la Superintendencia exigió mantener la tarifa cobrada a los usuarios sin afectarse las condiciones equivalentes de calidad, precio y continuidad con las que se venía operando Con ampliación de capacidad vía compresión de 30 MPCD (Estación Miraflores) en el tramo Cusiana-La Belleza. 10 Resolución MME de Por la cual se declara el inicio de un racionamiento programado de gas natural. 11 Informe Técnico DTGGC-SSPD No. ITG Ecogás. 12 Artículo 128 de la Ley 142 de 1994.

30 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Esquemas de confiabilidad en el suministro y transporte de gas natural Los problemas asociados con la confiabilidad en la operación del sistema de transporte de gas natural en Colombia han evidenciado la ausencia del Regulador en la definición de esquemas de remuneración de la confiabilidad del sistema. En particular, no existen incentivos para la expansión del sistema de transporte ni se han realizado evaluaciones técnico-económicas de la incorporación de nuevas tecnologías de expansión (i.e., facilidades de almacenamiento de gas ), acordes con la estructura de un mercado en desarrollo, que permitan optimizar el uso de la infraestructura de transporte e incentiven las inversiones requeridas para incrementar la confiabilidad y la seguridad del sistema. De esta manera, la adecuada planeación de la expansión del transporte de gas natural debe permitir, en principio, su desarrollo a mínimo costo basado en incentivos, con niveles convenientes de calidad y confiabilidad en la prestación del servicio, y remuneración adecuada a los propietarios de la infraestructura, a través de metodologías de regulación acordes con criterios de eficiencia. Así, son los mecanismos de remuneración de los sistemas de transporte de gas natural los encargados de establecer los incentivos que compensen a los propietarios de los sistemas existentes y estimulen ampliaciones de la capacidad de transporte, buscando conciliar el libre desarrollo del mercado, con el diseño de mecanismos que garanticen la confiabilidad en la operación del sistema. Dos elementos resultan necesarios para desarrollar esquemas de confiabilidad en la operación conjunta de sistemas de transporte de gas natural. En primera instancia, con miras a estimular un mercado de corto plazo en gas natural, es necesario establecer sistemas de información que permitan conocer la información comercial y operacional del sector en tiempo real, esto es, precios, ofertas, cantidades transadas, capacidades, reservas, interrupciones, etc. En segundo lugar, se requiere la expansión del sistema de transporte con un criterio de mínimo costo, teniendo en cuenta factores relacionados con costos de inversión, operación y mantenimiento, pérdidas; así como gas no suministrado por indisponibilidad de las redes de transporte o restricciones en la oferta de gas natural. A continuación se desarrollan estos dos elementos a la luz de la experiencia internacional y su aporte al contexto colombiano Sistemas de información en gas natural y desarrollo de mercados de corto plazo Los mercados de corto plazo en gas natural se han desarrollado a nivel internacional con objeto de reducir los incentivos a establecer esquemas de contratación de largo plazo 13, y se han introducido para hacer más transparente el funcionamiento físico y comercial de mercados donde los precios reflejan la escasez relativa de los recursos; por ejemplo, ante eventuales restricciones en la oferta de gas natural o limitaciones en la capacidad de transporte, situaciones que ponen en riesgo la confiabilidad en la operación de cualquier sistema de transporte. No obstante, estos mercados exigen la coordinación de todas las transacciones vinculadas al sistema a través de un operador centralizado, que recoja en tiempo real la información de la operación del sistema Newbery, David and McDaniel, Tanga. Auctions and trading in energy markets: an economic analysis. University of Cambridge. Department of Applied Economics. DAE Working Paper WP 0233.

31 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Así, la figura del operador genera un ambiente competitivo en la medida en que al existir un flujo de información operacional y comercial permanente de todas las transacciones del mercado, los agentes pueden tomar decisiones de corto plazo, de acuerdo a la dinámica del mercado, es decir, con base en las expectativas de los precios. El desarrollo de este tipo de mercados suscita interés en Colombia, en la medida en que no obstante se han ido desarrollando diferentes sistemas de información operacional y comercial del sector de gas natural, caso particular de los BEO 14 y del SUI 15, no existe información suficiente de variables relevantes tanto de suministro como de transporte de gas natural 16, con implicaciones sobre la confiabilidad en la operación del sistema. Esta situación ha sido tenida en cuenta por el Regulador colombiano, a tal punto que actualmente está estructurando un diagnóstico del mercado de gas natural con el fin de evaluar alternativas para la administración de la información y desarrollo del mercado de corto plazo de gas natural 17. Un ejemplo de la operación de este mercado es el de Nueva York, pues dado el esquema de transacciones de corto plazo, se evidencia la percepción de escasez del gas natural en temporadas de invierno. Esto, asociado al funcionamiento del mercado en Norteamérica, en el cual, bajo un equilibrio de corto plazo con capacidad limitada en la oferta de gas natural, existe un riesgo de desabastecimiento ante restricciones del sistema 18. Con objeto de reducir los riesgos por efecto de la escasez del combustible e incrementar la confiabilidad del sistema, el operador centralizado coordina mecanismos de uso racional de energía denominados Programas de Administración de la Demanda (DSM), y establece mecanismos de reducciones del consumo de gas natural en situaciones de escasez, que le permitan al sistema tener ahorros del energético, ante limitaciones en la capacidad de producción o de transporte. La siguiente gráfica muestra la evolución de precios de gas natural para este mercado durante el año : Figura 25. NYMEX Henry-Hub Natural Gas - 12 previous months 18,00 16,00 14,00 USD$/MMBTU 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 oct-05 oct-05 oct-05 nov-05 nov-05 nov-05 nov-05 dic-05 dic-05 dic-05 ene-06 ene-06 ene-06 feb-06 feb-06 feb-06 mar-06 mar-06 mar-06 abr-06 abr-06 abr-06 may-06 may-06 may-06 jun-06 jun-06 jun-06 jul-06 jul-06 jul-06 ago-06 ago-06 ago-06 ago-06 sep-06 sep-06 sep-06 oct-06 oct-06 oct-06 nov-06 nov-06 nov-06 dic-06 dic-06 dic Fuente: Oil Energy, BEO (Boletín Electrónico de Contratos) creado por la Resolución CREG 071 de SUI (Sistema Único de Información) creado por la Ley 689 de Por ejemplo, reservas y capacidades de producción, capacidad de transporte, almacenamientos, interrupciones, pérdidas, etc. 17 Fuente: CREG, Austin Energy. Managing natural gas supplies in an uncertain market, Fuente: Oil Energy, 2006.

32 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP Así, para el caso de Nueva York, la demanda de gas natural en el corto plazo se vuelve altamente elástica al precio y la expectativa del mercado les permite a los consumidores, especialmente industriales, comerciales y agentes termoeléctricos, dada la existencia de los sistemas de información, reaccionar frente a cambios en los precios mediante el uso de combustibles sustitutos (i.e.: carbón, fuel oil) que garantizan continuidad en los procesos de producción, o simplemente realizar reducciones programadas en el consumo. Sobre otro mercado revisado, la siguiente gráfica muestra el consumo ahorrado estimado de gas natural a través de un programa de DSM implementado en el Reino Unido en respuesta del sector industrial y termoeléctrico a los altos precios del gas durante los meses de invierno Figura 26. DSM DSR by Each Industry (%) and Total DSR for all Industries (mcm/day) % Glass Paper, printing, etc Iron and steel Heavy Food 11.5 Chemicals Total (RHS ) Week 3 Weeks 6 Weeks mcm/day Fuente: Global Insight, 2005 Los resultados del programa indican que para una demanda pico de 18 BPC los sectores de la industria relacionados con las actividades de vidrio, acero, papel y alimentos contribuirían con una reducción en el consumo de gas natural del 12% aproximadamente. Así mismo, las plantas de generación térmica de gas natural reducirían el 12% del consumo de gas, a través del uso de combustibles sustitutos en la operación de las máquinas, especialmente carbón. La experiencia internacional señala la conveniencia de programas de DSM para flexibilizar la operación conjunta de las actividades de suministro y transporte de gas natural 20 ; y concluyen que su implementación se facilita incentivando la realización de esquemas de contratos interrumpibles y, en general, mecanismos de contratación de corto plazo, en donde el mercado se encargue de dar señales de precios para reducir la demanda del gas natural ante restricciones del sistema. Así, la implementación de estos programas en mercado de corto plazo contribuye a mejorar la confiabilidad del sistema, en respuesta a una situación de escasez mediante demanda de gas natural no consumida, y reduce la vulnerabilidad en la operación del sistema. No obstante, se hace indispensable contar con el manejo centralizado de los sistemas de información en el sector Ibíd. 18.

33 SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS Expansión del sistema de transporte de gas natural El diseño de cargos por distancia para la remuneración del sistema de transporte de gas natural conlleva a mayores tarifas, particularmente en los mercados apartados a las fuentes de suministro del país como son el centro y suroccidente colombiano. Al inicio de la ejecución del plan de masificación de gas natural se esperaba que los sectores termoeléctrico e industrial dinamizaran el consumo, esta situación no ocurrió y por el contrario, en algunas regiones del país 21, conllevó a inversiones muy altas en la infraestructura de transporte, hoy en día con factores de utilización bajos 22, como resultado de la no planeación de largo plazo de la expansión. No obstante, el sector eléctrico colombiano en la década anterior presentaba mayor desarrollo que el sector de gas natural con relación a infraestructura, cobertura y política de precios, y hoy en día existen diferencias en la metodología de remuneración de los sistemas de transporte 23, en energía eléctrica se estableció un plan de expansión que le permitiera al sector adaptarse a los cambios que determinaran las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales; de esta manera, se definieron índices de confiabilidad para medir el estado de la energía eléctrica no suministrada con un criterio de mínimo costo 24. La evaluación de la confiabilidad en el sistema de transporte de electricidad colombiano incorpora análisis a través de métodos probabilísticos para el cálculo del valor esperado de la energía no suministrada, y métodos determinísticos, según los cuales el sistema debe ser capaz de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones de carga en caso normal de operación y de indisponibilidad de un circuito de transmisión a la vez. De esta manera, activos y costos asociados a la administración, operación y mantenimiento de equipos que garanticen la mayor confiabilidad del sistema integrado se incorporan en la estructura de ingresos regulados que remuneran la actividad de transmisión nacional. Con relación al sector de gas natural, aunque el Reglamento Único de Transporte (RUT) establece definiciones con respecto al seguimiento de las interrupciones en la operación del sistema integrado de transporte de gas natural, no se ha dado por parte del Regulador una metodología que permita establecer índices de gas natural no suministrado, ya que no se ha estructurado un criterio de planeación de la expansión de largo plazo, ni existen los incentivos para la incorporación de tecnologías que garanticen mayor confiabilidad en la operación conjunta de los sistemas de transporte, debido a los potenciales impactos en las tarifas al usuario final de acuerdo con el esquema de cargos por distancia, que en regiones alejadas de las fuentes de suministro induciría a la sustitución del gas natural por energéticos de menor costo. A nivel internacional, existen diferentes tecnologías de expansión en sistemas integrados de transporte de gas natural, especialmente las relacionadas con esquemas de almacenamiento de gas 25, así como servicios de transporte de gas en contraflujo. 32 Para garantizar el suministro de gas natural en épocas de invierno a causa de variaciones climáticas y propiciar el funcionamiento de las transacciones de compra y venta de gas en el corto plazo, ante 21 Específicamente, la región suroccidental del país con construcción de plantas térmicas de gas con muy bajos factores de utilización, y con un consumo mínimo de gas natural por parte del sector industrial. 22 Banco Mundial. REDI: Colombia, Desarrollo reciente en infraestructura. Sector de gas natural, Cargo estampilla en transporte de electricidad (Res. CREG 103 de 2000) y cargo por distancia en transporte de gas natural (Res. CREG 01 de 2000). 24 Resolución CREG 025 de Amec. Gas transmission and storage in the UK, 2004.

34 ESTUDIO SECTORIAL GAS NATURAL Y GLP un escenario de declinación en la producción del hidrocarburo, en el Reino Unido la OFGEM 26 y en Norteamérica la FERC 27 estimularon las inversiones en infraestructura de almacenamiento local, para permitir reducir los requerimientos de la infraestructura de transporte mediante el empleo de gas natural almacenado durante los periodos de bajo consumo. Almacenamientos subterráneos de gas, minas de sal abandonadas, yacimientos gasíferos agotados se utilizan en el mundo para conservar gas durante el verano e inyectarlo en las redes de transporte y distribución en épocas de altos consumos. Otro mecanismo de almacenamiento es a través de la utilización del GNL (Gas Natural Licuado) como medio para almacenar volúmenes importantes de gas con plantas peak shaving, localizadas estratégicamente cerca de los centros de consumo en puntos neurálgicos de la red de transporte. En principio, estas plantas se justifican económicamente por las potenciales reducciones de inversión en infraestructura de transporte y garantía del suministro de gas natural. Así mismo, el almacenamiento en la red de transporte (storage parking) le permite al transportador destinar tramos específicos de gasoducto para almacenar gas y coordinar la atención de los desbalances y variaciones al programa de transporte. Los loops son esquemas de tuberías enlazadas para incrementar la capacidad de transporte, o garantizar seguridad en el transporte en periodos de alta demanda; y consisten en gasoductos paralelos a tramos del sistema con elevados factores de utilización o con altos riesgos de indisponibilidad por efecto de accidentalidad en la zona de operación 28. Por último, sobre los servicios de transporte en contraflujo, es importante destacar la posibilidad que ofrecen de flexibilizar la operación conjunta del sistema de transporte de gas en la medida en que permiten realizar transacciones comerciales que no necesariamente implican la dirección del flujo físico del gas en el mismo sentido de la dirección esperada según el balance del sistema. En las siguientes gráficas se muestran las facilidades de almacenamiento de gas natural existentes en el Reino Unido y Norteamérica. Figura 27. Infraestructura de transporte de gas natural en Reino Unido 33 Fuente: NGVA, OFGEM. The Office of Gas and Electricity Markets in the UK, FERC, Current State of and issues concerning underground natural gas storage, National Transportation Safety Board Natural Gas Pipeline Rupture and Subsequent Explosion in St. Cloud, Minnesota, December 11, Pipeline Accident Report NTSB/PAR-00/01. Washington, D.C.