Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas Natural en Algunos Países de Latinoamérica.

Transcripción

1 Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas Natural en Algunos Países de Latinoamérica. Servicio de Consultoría AMC N OSINERGMIN. Lima, Marzo de 2009.

2 Trabajo Elaborado por MR Consulting Services S.A.C., por encargo de OSINERGMIN-GFGN, según el Servicio de Consultoría para el Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas Natural en Algunos Países de Latinoamérica. AMC N OSINERGMIN. Intervinieron en su elaboración: Por MR Consulting Services S.A.C Rosendo Ramírez Taza. Equipo de trabajo César Montero Flores Irma Chuquillanqui Taza. Por OSINERGMIN Gerente de Fiscalización de Gas Natural Julio Salvador Jácome Edición: OSINERGMIN Gerencia de Fiscalización de Gas Natural Jr. Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar. Lima 17 Teléfono anexos 1902 ó 1904 Impreso: Lima en Marzo de 2009 Copyright OSINERGMIN GFGN 2009 La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informático están permitidos, siempre y cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del OSINERGMIN GFGN.

3 TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCION ENERGIA EN LATINOAMERICA Balance Matriz Energética Producción de Energía Primaria Importaciones de Energía Primaria Exportaciones de Energía Primaria GAS NATURAL EN LATINOAMERICA Evolución de las Reservas Probadas Evolución de la Producción de Gas Natural Evolución de la Demanda de Gas Natural MERCADO DE GAS NATURAL DE BOLIVIA Introducción Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno Reformas en el Sector Hidrocarburos Balance Energético Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural Agentes del Mercado Reglas de Mercado Requisitos para ser considerados Agente en el Mercado Precios de gas natural Producción: Tarifas de Transporte Tarifas de Distribución Evolución del Mercado Demanda Oferta Producción Transporte Distribución Comercialización Interconexiones Internacionales Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado Contratos de Suministro Contratos de Transporte Composición del Precio de Gas Natural Variables Estratégicas Perspectivas del Mercado Regulación Demanda Oferta Actualización de las Perspectivas del Mercado Oferta y Demanda de Gas Natural Inversiones Factores Políticos e Hidrocarburos MERCADO DE GAS NATURAL DE BRASIL

4 5.1. Introducción Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno Gas Natural en la Matriz Energética Situación del gas natural en Brasil Regulación de la Industria del Gas Natural: La Ley 9478/97 de Agosto de Resolución N 27/2005 ANP Resolución N 28/2005 ANP Resolución N 29/2005 ANP Evolución del mercado Demanda Producción Transporte Distribución Importaciones Perspectivas Demanda y Oferta Importación de GNL Actualización de las Perspectivas Balance Oferta Demanda Inversiones en Gas Natural Inversiones en la Red de Gasoductos Inversiones en Terminales Flexibles de GNL Impacto de la crisis financiera MERCADO DE GAS NATURAL DE CHILE Introducción Participación del Gas Natural en el Producto Bruto Interno El Gas Natural en Chile Importaciones para satisfacer la demanda de energía en Chile Descripción de la Estructura del mercado de gas natural Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural Agentes del Mercado Reglas de Mercado Regulación Requisitos para ser considerado Agente en el Mercado Precios de gas natural Producción: Tarifas de Transporte, Distribución y Comercialización Evolución del Mercado Demanda Oferta Reservas Producción Importación Transporte Distribución Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado Contratos de Suministro Contratos de Transporte Composición del Precio de Gas Natural Variables Estratégicas Perspectivas del mercado

5 Demanda Oferta Actualización de las Perspectivas Cambios en ENAP Cambios en Política Energética Cambios en Política Energética MERCADO DE GAS NATURAL DE COLOMBIA Introducción Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno Gas Natural en Colombia Balance Energético en Colombia Regulación de la Industria del Gas Natural Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural Descripción de la Estructura del Subsector de Hidrocarburos y Gas Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural Entidades Normativas, Regulatorias y de Fiscalización Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural Agentes del Mercado Reglas de Mercado Separación de Actividades Requisitos para ser considerado Agente en el Mercado Precios de gas natural Producción: Transporte Distribución Comercialización Evolución del Mercado Demanda Oferta Producción Transporte Distribución Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado Contratos de Suministro Contratos de Transporte: Firme - Interrumpible Composición del Precio de Gas Natural Variables Estratégicas Perspectivas del Mercado Regulación Demanda Oferta Abastecimiento Interno de Gas Natural Exportaciones de Gas Natural Actualización de las Perspectivas del Mercado Balance Oferta Demanda Plan de Inversiones de Ecopetrol Cambios Regulatorios MERCADO DE GAS NATURAL DE ECUADOR Introducción Participación del sector hidrocarburos en el Producto Bruto Interno El gas natural en el Ecuador Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización

6 Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural Agentes del Mercado Reglas de Mercado Regulación Requisitos para ser considerado Agente en el Marcado Precios de gas natural Tarifas de Transporte Evolución del Mercado Demanda Oferta Reservas Producción Transporte Distribución Comercialización Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado Variables Estratégicas Perspectivas del mercado Regulación Demanda Oferta CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Conclusiones Recomendaciones REFERENCIAS Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador CONTENIDO DE TABLAS Y FIGURAS

7 1. INTR ODUC C ION El Documento de Trabajo N XXX-2008-GFGN de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) esta basado en el estudio Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica desarrollado por MR Consulting Services S.A.C. por encargo de la GFGN del Osinergmin. En el presente documento se analizaron los mercados de gas natural de Bolivia, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador. Para la caracterización de los mercados de gas natural se utilizaron criterios generales y específicos para cada uno de los países anteriormente señalados. Dentro de los criterios generales considerados tenemos: Establecer si el país puede ser calificado como un país exportador, importador o autosuficiente en el aprovisionamiento del gas natural. Establecer el grado de madurez de la industria de gas natural de acuerdo a la penetración del gas natural en los sectores residencial, comercial, industrial y vehicular de cada país. Establecer si las reglas que rigen la industria del gas natural son de carácter administrativo (regulatorio) o son dados por la competencia entre los agentes que operan en el mercado. Dentro de los criterios específicos considerados tenemos: Orientación de la política energética en relación al gas natural Variables comerciales y operativas más importantes que rigen la industria del gas natural en cada país. Rol empresarial del Estado en las diversas fases de la cadena de gas natural. Estrategias de diversificación de aprovisionamiento del gas natural. Grado de atracción de Inversión en la cadena de gas natural. Para el desarrollo de la investigación se desarrolló la siguiente metodología: a) Recopilación de Información: a través de fuentes primarias y secundarias. o Fuentes primarias: Información de las agencias normativas, regulatorias, fiscalizadoras, empresas del sector hidrocarburos en cada país. o Fuentes secundarias: Publicaciones de Organismos multilaterales de energía (OLADE) y Publicaciones de reconocimiento internacional como las estadísticas de British Petroleum. b) Procesamiento de Información: Consistió en el análisis de los siguientes tópicos. o Estructura de la industria del gas natural o Marco Regulatorio de la industria del gas natural o Evolución de reservas, producción y demanda de gas natural o Evolución de infraestructura de transporte y distribución de gas natural por ductos. o Formación de precios al consumidor final o Importación y exportación de gas natural 7

8 o Descripción de las principales variables comerciales y de operación en la industria del gas natural. o Perspectivas de desarrollo del mercado de gas natural c) Identificación de la línea base de los mercados de gas natural en cada país: De la recopilación y procesamiento de información se identificó la línea base de las principales variables de los mercados de gas natural en cada país. d) Formulación de las variables a las que se debe hacer el seguimiento correspondiente para analizar su evolución. De acuerdo a la revisión y discusión de tópicos de caracterización del mercado de gas natural de Bolivia, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador podemos concluir: Bolivia: La política energética en el tema del gas natural en Bolivia está ligada a las exportaciones que dicho país se encuentra realizando, de ahí que la regulación específica sobre dicho país considere la exportación como una variable fundamental. La política de masificación de gas natural es una política de Estado que Bolivia pretende desarrollar en el mediano y largo plazo. Con la nacionalización de los hidrocarburos se presenta un panorama de incertidumbre para los agentes privados en decisiones de inversión en la cadena del gas natural. Bolivia a través de la empresa estatal YPFB enfrenta el reto de inversiones en el sector de hidrocarburos con asociaciones con otras empresas estatales de la región como PDVSA (Venezuela) para realizar las exploraciones. YPFB tendrá un rol fundamental en el desarrollo de la industria del gas natural en Bolivia El sector eléctrico es el sector con mayor consumo de gas natural en Bolivia, para el 2006 tenía una demanda de 45% del total del consumo interno, seguido por el consumo de las empresas distribuidoras. Bolivia es un país que debe ser analizado desde la perspectiva de ser un país exportador con fuerte intervención del Estado Boliviano en las decisiones de desarrollo de la industria del gas natural que presenta gran incertidumbre a los agentes privados luego de la nacionalización de los hidrocarburos. Brasil: La política energética en el tema del gas natural en Brasil está ligada a las importaciones que dicho país se encuentra realizando y que pasan por cierto grado de preocupación por su dependencia con Bolivia desde donde importa el gas natural por la coyuntura socio económica que el país andino presenta en la actualidad. Brasil enfrenta el reto de reducir de la dependencia de las importaciones de gas natural de Bolivia a través del autoabastecimiento de dicho combustible y la diversificación de la importación del gas natural. Para el autoabastecimiento utilizará toda la capacidad técnica y económica de la poderosa empresa estatal Petrobras en la búsqueda de nuevas reservas. Para la diversificación de las importaciones de gas natural está implementando el proyecto de importación de GNL a través de infraestructura flotante que debe estar operativa en dos puntos de la costa de Brasil para finales de De acuerdo a las perspectivas de evolución de la demanda y oferta del gas natural; la importación de GNL será la forma como Brasil enfrente los crecimientos de demanda del gas natural a futuro. 8

9 Brasil regula el acceso a las redes de transporte para que la competencia en los cargadores determine los precios competitivos de gas natural. En los próximos años las inversiones en infraestructura en redes de transporte y distribución dinamizarán la industria de gas natural. La empresa estatal Petrobras tiene y tendrá un rol importante en la industria del gas natural en Brasil. En el 2007, el sector industrial y eléctrico consumieron el 61.2 y 13.3% del gas natural, respectivamente. Brasil es un país que debe ser analizado desde la perspectiva de ser un país importador que cuenta con Petrobras, una empresa estatal sólida en términos técnicos y económicos, para implementar la política Brasilera de diversificar las fuentes de importación de gas natural con proyectos como el GNL a través de barcos flotantes. Asimismo, las inversiones que desarrolle Petrobras permitirá descubrir nuevas reservas de gas natural a a dicho país. Para poder incrementar la cobertura del gas natural, Brasil necesita expandir la infraestructura de transporte y distribución de gas natural a las áreas del interior del país así como interconectar las actuales redes de transporte. Chile: La política energética en el tema del gas natural en Chile está ligada a las importaciones que dicho país realiza y que pasan por el peor momento por las restricciones de las exportaciones de gas natural desde Argentina. Chile enfrenta el reto de reducir la dependencia de las importaciones de gas natural de Argentina a través de la diversificación de las fuentes de importación del gas natural. Para ello se encuentra implementando el proyecto de importación GNL que es liderado por ENAP y como socias las empresas Metrogas, Endesa y BG Group. El proyecto debe entrar en operación en el Otra de las formas como Chile busca la diversificación de la importación de gas natural es a través de la asociación con la empresa estatal Petroecuador en actividades exploratorias en el Ecuador que de ser exitosas permitirán a Chile importar gas natural desde dicho país. Dado que las restricciones de gas natural desde Argentina tienen impacto directo en la generación de electricidad a través de las plantas termoeléctricas que utilizan dicho combustible; Chile tiene regulación específica para la asignación del gas natural en situación de restricción de suministro. La principal característica de esta regulación es que ordena instituir la conformación de comités de seguimiento para la asignación del gas natural y en el que los representantes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC SIC) y Norte Grande (CDEC SING) tienen un rol importante. En la cadena del gas natural es mínima la regulación de las actividades, los precios están sujetas a un régimen de libertad de precios, la regulación está focalizada en la calidad del combustible y en temas de seguridad en su utilización, entre otros aspectos. El sector petroquímica y refinería es el sector con mayor consumo de gas natural en Chile, para el 2007 tenía una demanda de 57.3% del total del consumo interno, seguido por el consumo de las generadoras eléctricas con 22.3%.. Chile es un país que debe ser analizado desde la perspectiva de ser un país importador que al no tener maduración la ansiada interconexión gasífera en la región debe tener como prioridad la diversificación de las fuentes de importación de gas natural. En cumplimiento de esa estrategia, responde el rol que viene cumpliendo la empresa estatal ENAP que lidera el primer proyecto de infraestructura de GNL con la concurrencia del sector privado (Endesa, Metrogas y BC Group). 9

10 Así también la empresa estatal Codelco estaría analizando desarrollar otra infraestructura de GNL en el norte de Chile para abastecer a las empresas de generación eléctrica que a su vez suministran energía eléctrica a los principales campos mineros de Chile. Colombia: La política energética en el tema del gas natural en Colombia está ligada a la Política de Estado que toda la sociedad Colombiana tenga acceso al gas natural; por tanto Colombia viene implementando el Plan de Masificación de uso del gas natural desde 1991 con subsidios para los sectores de menor poder adquisitivo, que ha permitido coberturas importantes del servicio público de gas natural en diversas municipalidades en Colombia. La regulación del transporte de gas natural por red de ductos con precios de acuerdo a la distancia de utilización del transporte estaría imposibilitando el desarrollo de explotación de pozos de gas natural que pierden competitividad por su lejanía con los centros de consumo. Por ello se esta estudiando la posibilidad de que la regulación de precios en el transporte sea a través de precios estampilla. Asimismo el control de precios de gas natural en boca de pozo no estarían incentivando la inversión en exploración y producción para abastecer la demanda interna y las exportaciones a Venezuela. La regulación del transporte de gas natural por distancia y el control de precios de gas natural en boca de pozo tienen repercusión en la evolución de las reservas de Colombia. En ese sentido la regulación Colombiana contempla que primero debe atenderse la demanda interna y que las exportaciones sólo serán posibles si la relación Reserva Producción son mayores a siete años. Los sectores industrial, eléctrico y residencial consumieron el 28.48, y 22.73% del gas natural en Colombia para el Colombia que es un país que se autoabastece y que tiene como Política de Estado ampliar la cobertura del servicio público del gas natural a todos los sectores de la Sociedad Colombiana debe realizar cambios en la regulación sobre la remuneración del transporte y la liberalización de los precios de boca de pozo para posibilitar que se incrementen las inversiones en la búsqueda de nuevas reservas y que se exploten los pozos que actualmente no son competitivos y eliminar el escenario de dejar de ser un país con autoabastecimiento. Ecuador: La industria del gas natural en Ecuador está en sus inicios, si bien el país tiene reservas no ha utilizado el gas natural en su matriz energética. En la actualidad el gas natural se utiliza en la operación de los campos de petróleo con gas asociado y en la generación eléctrica (Central Machala Power de 130 MW). Para incrementar las reservas de gas natural la empresa estatal Petroecuador ha firmado convenios con las empresas estatales ENAP (Chile) y PDVSA (Venezuela) para incrementar las inversiones en exploración. Actualmente esta desarrollando la regulación específica para el transporte y distribución de gas natural por ductos. No se tienen empresas transportistas ni distribuidores de gas natural por ductos. El primer proyecto de distribución de gas natural que lidera Petroecuador servirá a la localidad de Cuenca. Petroecuador es la una de las principales empresas en Ecuador, juega un rol importante en el sector hidrocarburos y debe esperarse que se incremente su participación en la cadena del gas natural 10

11 Ecuador es un país que está en sus inicios en el desarrollo de la industria del gas natural, debe iniciar la regulación específica para las diversas partes de la cadena de gas natural y la implementación del desarrollo de la infraestructura debe tener como actor principal a Petroecuador. Como propuesta de continuar la investigación de los mercados de gas natural en los cinco países proponemos hacer el seguimiento a las siguientes variables: Bolivia: Las decisiones políticas sobre el gas natural que respondan a la situación política y social que pasa dicho país. En ese sentido se puso especial énfasis en los cambios de la nueva constitución política del Estado Boliviano en temas sobre los recursos naturales e hidrocarburos. Estadísticas e Información sobre Inversiones en la cadena del gas natural. Se revisó los planes de inversión de Petrobras por US$1100 millones a partir de 2009 en Bolivia y el interés de inversión de Gazprom en las áreas de exploración y producción por US$ 4 millones. También se presenta la versión oficial del Estado Boliviano sobre las inversiones, que de acuerdo al ministro de Planificación del Desarrollo Carlos Villegas la industria del gas natural recibirá una inversión de US$ 1500 para aumentar la producción y el suministro de combustibles, de ese monto US$ 500 millones serán aportados por el sector privado y los US$ 1000 millones serán aportados por YPFB Brasil: Seguimiento al avance del proyecto de importación de GNL. El primer terminal flexible de GNL en PECEM tendrá una capacidad de 7 millones de m3/d, empezará a entrar en operaciones en Enero de 2009, el objetivo de esta instalación es suministrar gas natural a las plantas termoeléctricas en la región NorEste de Brasil. El segundo terminal flexible de GNL en GUANABARA BAY tendrá una capacidad de 20 millones de m3/d, se espera que la construcción y ensamblaje de las instalaciones concluyan en Enero de 2009, el objetivo de esta instalación es suministrar gas natural a las plantas termoeléctricas en la región SurEste de Brasil. Otro de los proyectos de GNL estará a cargo de Gas Energy New Ventures, filial de Gas Energy. La consultora brasileña Gas Energy suscribió un memorando de entendimiento con el gobierno del estado de Rio Grande do Sul para construir una terminal de regasificación avaluada en US$1.200mn, la terminar Tergas tendrá una capacidad de regasificación de 6 millones de metros cúbicos diarios. Dicho proyecto incluye además una central termoeléctrica a gas. La instalación se convertirá en la primera terminal privada de gas natural licuado (GNL) de Brasil. En ese sentido Gas Energy mantiene negociaciones con inversionistas internacionales interesados en financiar el proyecto, que debiera comenzar a operar en el Seguimiento a las inversiones de Petrobras en las actividades de exploración. Se revisó el Business Plan de Petrobras, donde se presentan las inversiones en el sector de gas natural para el período que será de US$ 8.2 Billones. De este monto de inversión, US$ 3.7 Billones corresponden a proyectos en el portafolio de Petrobras y US$ 4.5 Billones en propuestas de proyectos de inversión. 11

12 Chile: Seguimiento al avance del proyecto de importación de GNL. La primera etapa del Proyecto GNL de Quinteros debe entrar en funcionamiento en el segundo trimestre de 2009, y en 2010 a plena capacidad para cubrir el 40% de la demanda de gas que hay en el país, particularmente en la zona central. La planta tendrá una capacidad estimada de producción de 10 millones de m3/d que se podría ampliar a 20 millones de m3/d. El complejo de GNL de Quinteros recibirá su primer cargamento en Mayo para dar inicio a las pruebas y deberá empezar a operar en Junio de Según el ministro de energía Marcelo Tokman, el complejo iniciará con 5.5 millones de m3/d, cabe indicar que el proyecto tiene contratos de suministro a largo plazo por 6.5 millones de m3/d y pretender aumentar a 10.0 millones de m3/d. Asimismo, se tiene en construcción un segundo terminal de importación de GNL en Mejillones. Codelco y Suez tienen una participación del 50% cada una en este proyecto que se espera debe entrar en operaciones en Diciembre de 2009 ó Enero de Este proyecto tendrá una capacidad de procesamiento de 5.5 millones de m3/d para proveer gas natural a las centrales eléctricas y a los consumidores industriales del norte de Chile. Seguimiento a la información sobre las restricciones de gas natural: mitigación de los impactos en el sector eléctrico. Se presenta información sobre las restricciones de gas natural desde Argentina a los consumidores en Chile por gasoductos y sistemas, información que es reportada por la Comisión Nacional de Energía. Cabe señalar que las restricciones durante el 2008 han sido del orden por encima de 70% respecto a los requerimientos normales. En materia de política energética, la Cámara de Diputados aprobó el proyecto de Ley de creación del ministerio de Energía en Chile, dicha Ley se encuentra para la aprobación de la Cámara de Senadores El proyecto de ley establece que el ministerio propuesto deberá preparar los planes y políticas para el sector energía; elaborar, y proponer las normas aplicables al sector energía y estudiar y preparar las proyecciones de la demanda y oferta nacional de energía. Asimismo, el ministerio propuesto se hará cargo de algunas funciones que hoy en día están a cargo de los ministerios de Minería y Economía, tales como determinar los precios de paridad contenidos en los fondos de estabilización de precios del petróleo y las competencias que el Ministerio de Economía tenía asignadas en materia de gas y electricidad (concesiones definitivas; sistemas de transporte; explotación de servicios eléctricos y suministro; dictación de reglamentos), entre otras. El proyecto de ley estable que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN) serán organismos dependientes del nuevo ministerio de Energía. Cabe resaltar que el proyecto de ley también incorporó una facultad para que el Ministerio de Energía participe en la formación y constitución de corporaciones o fundaciones, para la promoción, información, desarrollo y coordinación de iniciativas de investigación, transferencia y difusión de conocimientos económicos, tecnológicos y de experiencias en el área de la energía y entrega la facultad para participar en la formación de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética. Colombia: 12

13 Seguimiento a los cambios regulatorios en el transporte de gas natural y la probable liberalización de los precios en boca de pozo. o Resolución CREG ( ): Proyecto de resolución por la cual se define la metodología para determinar el costo de capital, y el tipo de moneda asociada a cargos fijos y variables, para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario. o Resolución CREG ( ): Se establecen las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la formula tarifaria que se utilizarán en el siguiente periodo tarifario. o Circular del Ministerio de Minas y Energía ( ): El Ministerio de Minas y Energía informó a los productores, distribuidores, comercializadores de gas natural y público en general las reservar oficiales de gas natural en Colombia al 31 de Diciembre de 2007: o Reservas de Referencia - RR. Las Reservas de Referencia a 31 de diciembre de 2007son 3.881,35 GPC (Giga Pies Cúbicos) o Producción de Referencia - PRo La Producción de Referencia para el año 2008 corresponde a GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año) o Factor RlP de Referencia - RlP..,EIFactor R/P de Referencia a 30 de mayo del año 2008 corresponde a 9.74 años. Compuesta por: o Reservas de Referencia - RR- Guajira. Las Reservas de Referencia a 31 de diciembre de 2007 son GPC (Giga Pies Cúbicos) o Producción de Referencia - PR-Guajira. La Producción de Referencia para el año 2008 corresponde a GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año) o Factor RlP de Referencia - RlP - Guajira. El Factor R/P de Referencia a 30 de mayo del año 2008 corresponde a años. o Reservas de Referencia - RR- Cusiana. Las Reservas de Referencia a 31 de diciembre de 2007 son GPC (Giga Pies Cúbicos) o Producción de Referencia - PR- Cusiana. La Producción de Referencia para el año 2008 corresponde a GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año) o Factor RlP de Referencia - RlP- Cusiana. El Factor RlP de Referencia a 30 de mayo del año 2008 corresponde a 7.36 años. De acuerdo a información de Ecopetrol ( ), esta empresa presentó su plan de inversiones para el año 2009 que será de US$ 6224 millones, lo que representa un incremento de 35% frente a los US$4.621 millones estimados para 2008 y más de tres veces lo invertido en Los montos de inversión para el 2009 son: o Exploración y nuevos negocios millones de dólares 13

14 o Producción millones de dólares o Refinación y Petroquímica 814 millones de dólares o Transporte 598 millones de dólares o Otras inversiones 178 millones de dólares o Otras adquisiciones 870 millones de dólares o Total millones de dólares Cabe señalar que de acuerdo a un análisis de BNamericas del 31 de Diciembre de 2008, consideran que las inversiones en Colombia podrían retrazarse por los menores precios del petróleo y la crisis financiera mundial. Al respecto señalan la coyuntura actual podría afectar a las numerosas empresas junior que operan en Colombia y en el caso de Ecopetrol quizás tengan que posponer sus planes de desarrollo de cuencas maduras y bloques de crudo pesado que son una extensión de la prolífica faja venezolana del Orinoco. Ecuador: Seguimiento al establecimiento de regulación específica en las diversas etapas de la cadena del gas natural. Desarrollo de los cambios regulatorios en el transporte de gas natural Evolución de las inversiones en exploración y el primer proyecto de distribución de gas natural. Cabe señalar que en el período Octubre 2008 Febrero 2009 no se encontraron cambios regulatorios en la industria del gas natural. Asimismo, no se encontraron nueva información sobre avances del proyecto de distribución de gas natural para atender el área de Cuenca. Finalmente, debemos resaltar que el Documento de Trabajo se dividió en Ocho Capítulos. En el Primer Capítulo se presenta una introducción al documento de trabajo. En el Segundo Capítulo se presenta un panorama energético en Latinoamérica, donde se discute la matriz energética, producción, importación y exportaciones de la región. En el Tercer Capítulo se muestra la evolución de las reservas probadas, producción y demanda de gas natural en la región. Con el panorama global de la región, el documento continúa con la presentación de los mercados de gas natural de Bolivia, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador. Del Cuarto al Octavo Capítulo se presentan los mercados de gas natural de los países antes mencionados. En estos capítulos se discuten tópicos de demanda, oferta, regulación, perspectivas de crecimiento de los mercados de gas natural que permiten concluir con una caracterización de cada uno de los mercados. 14

15 2. E NE R GIA E N LATINOAME R IC A 2.1. Balance Matriz Energética De acuerdo al informe de estadísticas energéticas de OLADE para el 2005, en la matriz energética, el petróleo y gas representaron el 41.4 y 26.4% de la oferta total en la región Latino Americana y el Caribe, tal como se observa en la Figura 2-1. Geotermia 0.4% Hidroenergía 11.4% Oferta total de Energía Latino América y el Caribe 2005 Leña Nuclear 8.1% Prod. Caña 5.6% 1.0% Primarias Otras 1.2% Petróleo 41.4% Mineral Carbón 4.5% Gas Natural 26.4% Figura 2-1: Oferta de Energía en Latinoamérica y el Caribe Fuente: Informe de Estadística Energéticas OLADE Elaboración: MRCS 2.2. Producción de Energía Primaria Asimismo, de acuerdo al informe de estadísticas energéticas de OLADE para el 2005 el petróleo y gas natural representaron el 52.8 y 21.2% de la producción de energía primaria en la región Latinoamericana y el Caribe, como se presenta en la Figura 2-2. Producción de Energía Primaria Latino america y el Caribe 2005 Gas Natural 21.2% Petróleo 52.8% Mineral Carbón 5.2% Primarias Otras 1.1% Prod. Caña 4.2% Leña Nuclear 5.9% 0.8% Hidroenergía 8.4% Geotermia 0.3% Figura 2-2: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe Fuente: Informe de Estadística Energéticas OLADE Elaboración: MRCS 15

16 2.3. Importaciones de Energía Primaria En cuanto a las importaciones de energía en la región Latinoamericana y el Caribe; el petróleo, gas natural y carbón representaron el 53.5, 23.7 y 22.7% del total de las importaciones de energía efectuadas en el 2005, como puede observarse en la Figura 2-3. Importación de Energía Latino América y el Caribe 2005 Mineral Carbón 22.7% Gas Natural 23.7% Petróleo 53.5% Figura 2-3: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe Fuente: Informe de Estadística Energéticas OLADE Elaboración: MRCS 2.4. Exportaciones de Energía Primaria En relación a las exportaciones de energía en la región; el petróleo, carbón y gas natural representaron el 79.5, 11.6 y 8.3% del total de exportaciones energéticas (Figura 2-4). Exportación de Energía Primaria Latino América y el Caribe 2005 Gas Natural 8.3% Mineral Carbón 11.6% Primarias Otras 0.6% Petróleo 79.5% Figura 2-4: Exportación de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe Fuente: Informe de Estadística Energéticas OLADE Elaboración: MRCS 16

17 3. GAS NATUR AL EN LATINOAME R IC A 3.1. Evolución de las Reservas Probadas De acuerdo a la estadística presentada por la empresa British Petroleum (BP) en Statistical Review of World Energy de Junio 2008; Bolivia, Brasil, Colombia y Perú representaron el 0.4, 0.2, 0.1 y 0.2% de las reservas probadas de gas natural a nivel mundial en el 2007, respectivamente, mientras que Chile y Ecuador no aparecen en la publicación como países que tengan significativas reservas probadas de gas natural, como se desprende de la Tabla 3-1. Tabla 3-1 Reservas probadas de gas natural. Trillones de metros cúbicos. Fuente: BP Statistical Review of World Energy. June Elaboración: MRCS 17

18 3.2. Evolución de la Producción de Gas Natural Respecto a la producción, podemos apreciar de la Tabla 3-2 que Bolivia, Brasil y Colombia representaron el 0.5, 0.4 y 0.3% de la producción mundial en el 2007, respectivamente. Chile y Ecuador no aparecen en la publicación de BP como países con producción significativa de gas natural. Tabla 3-2 Producción de gas natural. Billones de PCD. Fuente: BP Statistical Review of World Energy. June Elaboración: MRCS 18

19 3.3. Evolución de la Demanda de Gas Natural Respecto a la demanda de gas natural, tenemos que Brasil, Chile, Colombia y Perú representaron el 0.8, 0.2, 0.3 y 0.1% de la demanda mundial de gas natural en el 2007, respectivamente. Bolivia no aparece en la publicación de BP con una demanda significativa de gas natural a nivel mundial (Tabla 3-3). Tabla 3-3 Evolución de la Demanda de Gas Natural. Billones de PCD. Fuente: BP Statistical Review of World Energy. June Elaboración: MRCS 19

20 4. ME R CADO DE GAS NATUR AL DE BOLIVIA 4.1. Introducción Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno De acuerdo a la información de la Unidad de Análisis de Políticas Económicas (UDAPE), unidad descentralizada del Ministerio de Desarrollo Económico de Bolivia, la participación del sector hidrocarburos en el producto bruto interno real creció en 40% para el período La extracción de petróleo y gas natural tienen una participación del 6.8% en el producto bruto interno tal como muestra la Tabla 4-1. Tabla 4-1: Producto Interno Bruto en Moneda constante de 1990 Fuente: UDAPE Reformas en el Sector Hidrocarburos La industria de los hidrocarburos en las dos últimas décadas ha experimentado diversos cambios. Hasta la promulgación de la Ley de Hidrocarburos (Ley 1689) de 1996, la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) perforaba, producía, refinaba, transportaba, distribuía y vendía los productos al consumidor final. Posteriormente con el proceso de capitalización (iniciado en 1996) y luego de la privatización (1999) estas actividades pasaron al sector privado. Sin embargo, en Mayo del 2005 se promulgó la nueva Ley de Hidrocarburos (Ley 3058). Dicha Ley concede a YPFB nuevas responsabilidades como operar en el upstream y en cualquier otra actividad que dicha empresa estatal vea por conveniente. Asimismo se estableció la obligatoriedad para las empresas de exploración y explotación de cambiar los contratos a las diferentes modalidades establecidas en la Ley. Cabe señalar que la Ley 3058 tiene seis cambios esenciales respecto a la Ley 1689 en lo concerniente a: (i) Impuestos, (ii) Cambio obligatorio de las concesiones para exploración y explotación en contratos de servicio, existiendo tres modalidades, (ii) Refundación de YPFB, (iv) Socialización del gas, (v) Derechos a la consulta y participación de los pueblos campesinos, indígenas y originarios y (vi) Incentivo a la Industrialización en el territorio nacional Balance Energético En cuanto a la matriz energética de Bolivia, para el 2005 el gas natural representaba el 37.1% de la oferta total de energía primaria como se aprecia en la Figura

21 Oferta Total de Energía Bolivia Hidroenergía 4.4% Prod. Caña 6.7% Leña 7.3% Primarias Otras 1.7% Petróleo 42.7% Gas Natural 37.1% Figura 4-1: Oferta Total de Energía en Bolivia Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS Por el sistema interconectado sur se transporta el 68.5% del total de gas natural en Bolivia que sirve al mercado interno y externo (este sistema atiende básicamente la exportación de gas natural a Brasil y Argentina). Sin embargo el sistema centro atiende el 61.4% de la demanda interna de gas natural, seguido del sistema norte y sur con 25 y 14%, tal como se aprecia en la Tabla 4-2. Tabla 4-2: Flujo en los subsistemas de transporte Boliviano 2006 (MMPCD) Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos El gas natural en las exportaciones de hidrocarburos es el combustible más representativo de Bolivia, con una participación del 93.3% tal como lo indica la Figura

22 Exportación de Energía Bolivia Petróleo 6.7% Gas Natural 93.3% Figura 4-2: Exportación de Energía en Bolivia Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS La exportación del gas Boliviano hacia Argentina y Brasil se realiza a través de gasoductos; tiene una participación del 30.1% de las exportaciones de gas natural en la región Latinoamericana y el Caribe de ahí que la política energética Boliviana tenga una perspectiva marcada hacia la exportación del gas natural. Para marzo de 2008, de acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia (SH), las exportaciones de gas natural fueron de MMPCD de las cuales y MMPCD se exportaron a Brasil y Argentina, respectivamente. Para ese período Bolivia tenía un consumo interno de MMPCD, por lo que las exportaciones son 5.8 veces el consumo interno, tal como se observa en la Figura 4-3. Figura 4-3: Flujo de Gas Natural Marzo Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. La Tabla 4-3 presenta las exportaciones de gas natural mensuales durante el 2006 para el mercado Argentino y Brasileño. Las exportaciones al Brasil representan el 84.6% del total exportado durante dicho año. 22

23 Tabla 4-3: Exportación de gas natural Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos En cuanto al consumo de gas natural para el 2006, de acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia, las plantas generadoras termoeléctricas y las empresas distribuidoras de gas natural demandaban el 45 y 38% del gas natural que se consumió en Bolivia (Figura 4-4) Consumo de Gas por Sectores Gestión Consumo Directo 2% Venteos 0% Consumo Propio Oleoductos 1% Consumo Propio 3% Consumo Propio Gasoductos 7% Entregas a Refinerias 4% Generadoras Eléctricas 45% Distribuidora de Gas por Redes 38% Figura 4-4: Consumo de Gas Natural por Sectores 2006 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos 4.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural En el sector de gas natural participan el estado y las empresas que realizan actividades de exploración, producción, transporte, distribución y comercialización del gas natural. Dentro de los organismos estatales que participan en el sector hidrocarburos en Bolivia tenemos: Ministerio de Energía y Minas Superintendencia de Hidrocarburos YPFB Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural De acuerdo al Artículo 31 de la Ley 3058, las actividades que se desarrollan en el mercado de gas natural Boliviano son las siguientes: Exploración Explotación (Producción) 23

24 Transporte Comercialización Distribución de gas natural por redes Actividades que corresponden realizar al Estado Boliviano, derecho que puede ser ejercido por sí mismo, ó mediante entidades autárquicas o a través de concesiones y contratos por tiempo limitado, a sociedades mixtas o a personas privadas, conforme a Ley. Asimismo, la actividad de comercialización para exportación de Gas Natural, puede ser realizada por el Estado a través de YPFB como agregador y cargador, por personas individuales o colectivas, públicas o privadas o asociado con ellas, conforme a Ley Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización Dentro de los organismos que participan en el sector hidrocarburos en Bolivia tenemos: Ministerio de Energía y Minas El Artículo 20 de la Ley 3058 establece el rol del Ministerio de Hidrocarburos como autoridad competente que elabora, promueve y supervisa las políticas estatales en materia de hidrocarburos. Las atribuciones del Ministerio son: Formular, evaluar y controlar el cumplimiento de la Política Nacional de Hidrocarburos en coordinación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en el marco de la Política Nacional de Hidrocarburos definida por el Estado. Normar la adecuada aplicación de la Ley 3058 y la ejecución de la Política Nacional de Hidrocarburos. Supervisar el cumplimiento de disposiciones legales y normas en materia de hidrocarburos. Determinar los precios de los hidrocarburos en el Punto de Fiscalización para el pago de las regalías, retribuciones y participaciones, de acuerdo a las normas establecidas en la Ley. Establecer la Política de precios para el mercado interno. Establecer la Política de exportación para la venta de hidrocarburos. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB): Mediante el Artículo 22º de la Ley de Hidrocarburos se vuelve a fundar YPFB como empresa autárquica de derecho público, bajo la tutela del Ministerio de Energía y Minas. YPFB a nombre del Estado Boliviano debe ejercer el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos y representar al Estado Boliviano en la suscripción de Contratos Petroleros y ejecución de las actividades de toda la cadena productiva establecido en la Ley de Hidrocarburos. Dentro de las funciones de administración, fiscalización y de operaciones que tiene YPFB podemos mencionar: Funciones de Administración y Fiscalización: Negociar la suscripción de los Contratos Petroleros establecidos en la presente Ley, con personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, de derecho público o privado, los que serán aprobados por el Directorio y suscritos por el Presidente de YPFB. Administrar los Contratos Petroleros. 24

25 Fiscalizar las actividades de Exploración y Explotación, previniendo daños a los yacimientos y maximizando la producción. Fiscalizar la producción de hidrocarburos en calidad y volumen para efectos impositivos, regalías y participaciones. Asumir el rol de agregador, vendedor y administrador en Contratos de Exportación de Gas Natural, donde YPFB suscriba los mismos y el Estado boliviano sea el gestor. Asumir la administración del Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH). Funciones de Operaciones: Operar y/o participar en todas las actividades de la cadena productiva de los hidrocarburos por sí o mediante la conformación de sociedades de acuerdo al Código de Comercio. Negociar la conformación de sociedades de economía mixta para participar en las actividades de Exploración y Explotación y en cualquiera otra actividad de la cadena productiva de los Hidrocarburos. Asimismo YPFB tiene el encargo de ser agregador y/o vendedor para toda la exportación de gas natural que se haga desde Bolivia, asignando los volúmenes requeridos a las empresas productoras. 1 Superintendencia de Hidrocarburos (SH): Asimismo el Artículo 24 de la Ley 3058 establece el rol de la Superintendencia de Hidrocarburos como organismo regulador de las actividades de transporte, refinación, comercialización de productos derivados y distribución de gas natural por redes. Dentro de las responsabilidades de la Superintendencia podemos mencionar: Proteger los derechos de los consumidores. Otorgar concesiones, licencias y autorizaciones para las actividades sujetas a regulación. Otorgar permisos para la exportación de hidrocarburos y sus derivados conforme a reglamento Autorizar la importación de hidrocarburos. Llevar un registro nacional de las personas individuales y colectivas que realicen actividades hidrocarburíferas en el país. 1 Artículo 86º (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Agregador y Vendedor en la Exportación de Gas Natural). Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) será el Agregador y/o Vendedor para toda exportación de Gas Natural que se haga desde el territorio boliviano, asignando los volúmenes requeridos a las empresas productoras, de acuerdo a lo siguiente: 1. La asignación de volúmenes para contratos existentes de exportación, se hará conforme a las normas de la presente Ley. 2. Las Empresas Productoras que obtengan mercados de exportación de Gas Natural por negociación directa, establecerán con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la asignación de volúmenes correspondientes para la agregación. 3. Cuando la exportación de Gas Natural sea consecuencia directa de convenios entre el Estado Boliviano, otros Estados o Empresas, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), previa invitación a los Titulares legalmente establecidos en el país, asignará los volúmenes requeridos para la exportación sobre la base de los lineamientos de la Planificación de Política Petrolera. 4. Para cubrir los costos de Agregador, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por toda exportación que realice como Agregador, emitirá a cada productor una factura por servicios de agregación por un monto equivalente al medio por ciento (0.5%) del monto bruto facturado en el punto de entrega al comprador, excluyendo el costo del transporte, y en la proporción que le corresponda a cada productor. 25

26 Aprobar tarifas para las actividades reguladas y fijar precios conforme a reglamento. Velar por el cumplimiento de los derechos y obligaciones de las entidades sujetas a su competencia. Requerir de las personas individuales y colectivas que realizan actividades hidrocarburíferas, información, datos, contratos y otros que considere necesarios para el ejercicio de sus atribuciones. Velar por el abastecimiento de los productos derivados de los hidrocarburos y establecer periódicamente los volúmenes necesarios de éstos para satisfacer el consumo interno y materias primas requeridas por proyectos de industrialización del sector. Aplicar sanciones económicas y técnicas administrativas de acuerdo a normas y reglamentos Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural De acuerdo al Artículo 18 de la Ley 3058, corresponde a YPFB operar el Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de Hidrocarburos. Dicho centro controlará los volúmenes y composición de hidrocarburos producidos tanto para la exportación como para el consumo interno y su transporte Agentes del Mercado Productores De acuerdo a la información de la SH, a Marzo de 2008, las empresas productoras de gas natural son: Andina British Gas Chaco Repsol Petrobras Petrobras Energía Pluspetrol Vintage Transportistas La actividad de transporte de gas natural por ductos requiere de concesiones que son otorgadas por la SH, Esta actividad se rige por el principio de libre acceso en virtud del cual toda persona tiene derecho, sin discriminación de acceder a un ducto de gas natural. Para 2 Artículo 18 de la Ley 3058: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en coordinación con las instancias competentes de hidrocarburos, constituirá, organizará, instalará y operará el Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de Hidrocarburos. Los volúmenes y composición de hidrocarburos producidos tanto para la exportación como para el consumo interno y su transporte, serán controlados por este Centro que contará con la capacidad técnica, administrativa, de infraestructura y equipamiento necesarios. 26