Presentación a la Comisión de Minería y Energía del Senado

Transcripción

1 Presentación a la Comisión de Minería y Energía del Senado Máximo Pacheco Ministro de Energía Junio 2016

2 PROYECTO DE LEY Contenido: 1. El Mercado de Distribución de Gas 2. Antecedentes del Proyecto de Ley 3. Contenido del Proyecto de Ley 2

3 MERCADO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS 3

4 El Mercado de Distribución de Gas Gas Natural (GN): hidrocarburo gaseoso de origen fósil, con predominio de metano, por sobre un 90%, y en proporciones menores etano, propano, butano y otros. Gas Licuado de Petróleo (GLP): combustible gaseoso, el cual se obtiene como un derivado del procesamiento del petróleo crudo y gas natural, o también como un sub producto de la refinación de petróleo crudo. Sus principales componentes son el propano y butano. 4

5 El Mercado de Distribución de Gas Gas Licuado en cilindros 5

6 El Mercado de Distribución de Gas Gas de red concesionado 6

7 El Mercado de Distribución de Gas Gas de red no concesionado 7

8 El Mercado de Distribución de Gas Ventas millones de dólares 8

9 El Mercado de Distribución de Gas Precios a público del mercado del Gas Cilindro de 45 kg de Gas licuado de petróleo Gas Natural* Gas de red no concesionado de Gas licuado de petróleo* $ Santiago $ Valparaíso $ Santiago $ Valparaíso $ Santiago $ Valparaíso *Consumo energético equivalente a un cilindro de 45 kg de gas licuado de petróleo, para el mes de mayo de 2016 (cuenta tipo). 9

10 El Mercado de Distribución de Gas Actualmente existen 8 empresas distribuidoras de gas de red operando en el país (concesionadas y no concesionadas). Total: Total: Existen más de un millón de clientes del servicio de distribución de gas de red: 68% en redes concesionadas y 32% en no concesionadas (año 2015). Las Empresas de Gas de redes no concesionadas, también distribuyen gas envasado, conocido comúnmente como GLP en Cilindros o bombonas. 10

11 El Mercado de Distribución de Gas Evolución participación de ventas a nivel nacional de Gas de red concesionado, no concesionado y envasado de GLP. Mercado residencial. Fuente: Informe Estadístico de Combustibles 2010 al 2014 de la SEC 11

12 El Mercado de Distribución de Gas Evolución participación de ventas a nivel nacional de Gas de red concesionado, no concesionado y envasado de GLP. 7% 12% 7% 14% 81% 79% Fuente: Informe Estadístico de Combustibles 2010 al 2014 de la SEC 12

13 El Mercado de Distribución de Gas Evolución de precios de gas de uso residencial - Región Metropolitana Fuente: Sistema de Precios de Gas de red y gas en línea de la CNE. Factores que explican la diferencia de precios entre los 3 tipos. El precio es libre para todos los combustibles. Los precios del GN se encuentran limitados por la rentabilidad permitida para empresas distribuidoras. El mercado de GLP en cilindros es más competitivo por la posibilidad de intercambio de proveedor. 13

14 ANTECEDENTES DEL PROYECTO 14

15 Antecedentes del Proyecto 1. La Ley de Servicio de Gas, DFL 323 de 1931, presenta una serie de deficiencias. Contiene disposiciones obsoletas e imprecisas en diferentes materias. Última modificación relevante en 1989 (inminente llegada del gas natural). Legislación insuficiente. NO REGULA: La metodología y procedimiento de tarificación. El detalle de la metodología y procedimiento aplicable al chequeo de rentabilidad. El detalle de metodología para calcular tasa de costo de capital (TCC). Mecanismo de solución de controversias entre la autoridad regulatoria y las empresas distribuidoras de gas de red. Distribución de gas de red no concesionada (GLP por redes). 15

16 Antecedentes del Proyecto 2. El mercado actual de distribución del gas de red es muy distinto al de Gas Natural sólo región de Magallanes y gas de ciudad en RM, V y VIII región. 100 mil clientes aproximadamente. Gas Natural en II, IV, RM, V, VI, VII, VIII, IX y XII región (terminales de Gas Natural Licuado y Plantas Satelitales de Regasificación). Mas de 1 millón de clientes aproximadamente. Gas Natural 8% aproximadamente más barato que Gas Licuado de Petróleo envasado (cilindros) y un 31% más barato que el Gas Licuado de Petróleo por redes. 16

17 Antecedentes del Proyecto 3. Cuando alguna empresa excede el limite de rentabilidad máximo permitido el Estado no pude hacer nada por los vacíos de la actual Ley de Gas (TDLC). 17

18 Antecedentes del Proyecto Chequeos de rentabilidad 2012, 2013 y 2014: la mayor empresa distribuidora del país superó el umbral de rentabilidad permitido. TDLC resolvió que, atendido los vacíos legales existentes, no es posible verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en la Ley (rentabilidad y TCC) para solicitar al Min. de Energía la fijación tarifaria. Los resultados del chequeo de rentabilidad de la CNE no pueden ser considerados para analizar la pertinencia de la tarificación. Consumidores quedan doblemente desprotegidos: Las empresas no son sujetos de regulación tarifaria a pesar de la rentabilidad excesiva El exceso de rentabilidad no puede ser devuelto a los usuarios. CNE puede seguir monitoreando el mercado y chequeando la rentabilidad, pero se transforma en ejercicio sin efectividad. 18

19 Antecedentes del Proyecto 4. Alzas de precios el año 2015 en Región Metropolitana no se condicen con bajas de costos Costo 19

20 Antecedentes del Proyecto 5. Altas rentabilidades contrastan con altos precios del gas: signos de mercado imperfecto con elementos monopólicos que requiere regulación efectiva. RESIDENTIAL ENERGY AND NETWORK TAX AND COUNTRY YEAR RESIDENTIAL CONSUMER PRICE ENERGY SUPPLY COST AND NETWORK COST TAX LEVIES AND COUNTRY YEAR CONSUMER USD/MMBTU PRICE SUPPLY USD/MMBTU COST COST USD/MMBTU LEVIES USD/MMBTU FRANCE 2012 USD/MMBTU 20,8 USD/MMBTU 11,2 USD/MMBTU 6,1 USD/MMBTU 3,6 FRANCE GERMANY ,8 23,2 11,2 13,3 6,1 4,1 3,6 5,8 GERMANY ITALY ,2 31,1 13,3 15,2 4,1 5,4 10,5 5,8 ITALY SPAIN ,1 32,6 15,2 10,1 17,4 5,4 10,5 5,1 SPAIN UK ,6 20,0 10,1 15,2 17,4 3,5 5,1 1,3 UK NEW ZELAND ,3 20,0 17,1 15,2 10,2 3,5 5,0 1,3 NEW (AUCKLAND/ ZELAND ,3 40,8 17,1 20,6 14,45 10,2 5,0 5,7 WELLINGTON) (AUCKLAND/ 40,8 20,6 14,45 5,7 WELLINGTON) ENERGY JAPAN ,2 ENERGY 16,0 2,3 JAPAN CHILE RM ,2 38,5 16,0 14,3 18,1 2,3 6,2 CHILE RM ,5 14,3 18,1 6,2 CHILE CONCEPCION ,0 23,4 19,5 8,1 CONCEPCION ,0 RESIDENTIAL 23,4 ENERGY AND 19,5 NETWORK 8,1 TAX AND COUNTRY YEAR RESIDENTIAL CONSUMER PRICE ENERGY SUPPLY COST AND NETWORK COST TAX LEVIES AND COUNTRY YEAR CONSUMER USD/MMBTU PRICE SUPPLY USD/MMBTU COST COST USD/MMBTU LEVIES USD/MMBTU CHILE RM 2013 USD/MMBTU 36,2 USD/MMBTU 10,5 USD/MMBTU 19,9 USD/MMBTU 5,8 CHILE RM ,2 10,5 19,9 5,8 CHILE CONCEPCION ,2 25,4 16,0 7,9 CONCEPCION CHILE RM ,2 33,1 25,4 11,8 16,0 7,9 5,3 20 CHILE RM ,1 11,8 16,0 5,3 Fuente: Estudio Banco Mundial, «The role of gas in the energy market in Chile»

21 FRANCE ,8 11,2 6,1 3,6 GERMANY ,2 13,3 4,1 5,8 ITALY ,1 15,2 5,4 10,5 SPAIN Antecedentes ,6 del 10,1 Proyecto 17,4 5,1 UK ,0 15,2 3,5 1,3 NEW ZELAND ,3 6. Altas rentabilidades (AUCKLAND/ contrastan 40,8 con altos 20,6 precios del 14,45 gas: signos 5,7 de mercado WELLINGTON) imperfecto con elementos monopólicos que requiere regulación efectiva. ENERGY JAPAN ,2 16,0 2,3 CHILE RM ,5 14,3 18,1 6,2 CHILE CONCEPCION ,0 23,4 19,5 8,1 COUNTRY YEAR RESIDENTIAL CONSUMER PRICE ENERGY AND SUPPLY COST NETWORK COST TAX AND LEVIES USD/MMBTU USD/MMBTU USD/MMBTU USD/MMBTU CHILE RM ,2 10,5 19,9 5,8 CHILE CONCEPCION ,2 25,4 16,0 7,9 CHILE RM ,1 11,8 16,0 5,3 CHILE CONCEPCION ,0 18,9 19,8 7,3 17,1 10,2 5,0 Fuente: Estudio Banco Mundial, «The role of gas in the energy market in Chile» 21

22 Antecedentes del Proyecto 7. Conclusiones Estudio Banco Mundial «Improving Natural Gas Distribution in Chile (P152065) Chile presenta comparativamente altos precios de gas natural a cliente final, probablemente por márgenes excesivos. El transporte y distribución por redes de gas se caracteriza como un monopolio natural, lo cual causa una falla de mercado. Adicionalmente en Chile se presenta un número importante de participaciones cruzadas de los agentes, tanto a nivel vertical como horizontal. BM propone: Alternativa 1: Desintegración total de la industria, regulación de los monopolios naturales y competencia a nivel de comercialización a cliente final Alternativa 2: Regulación tarifaria de la distribución de gas a cliente final BM recomienda Alternativa 1, pero reconoce que su implementación depende del nivel de desarrollo de la industria. En todo caso, cualquier alternativa requiere medidas para mayor transparencia de toda la cadena de suministro. Ejecutivo ha optado por profundizar el actual esquema regulatorio, con libertad tarifaria pero sujeto a chequeo de rentabilidad en forma y sobre la base de empresa eficiente, lo que en la práctica implica un techo a las tarifas, similar a Alternativa 2 BM. Desintegración horizontal y/o vertical es un tema que corresponde sea analizado y decidido por el organismo adecuado, esto es el TDLC. Causa actual en curso.

23 Antecedentes del Proyecto 8. Discrepancias con industria sobre tratamiento de «conversiones»: SVS avala posición de la CNE y la empresa se desiste de sus acciones legales. Industria era de la opinión que los gastos de conexión y adecuación de instalaciones propiedad del cliente eran parte de sus activos. En chequeo rentabilidad 2013 la valorización de estos gastos como activos representaba hasta un 30% del Valor Nuevo de Remplazo total en algunos casos, lo que hace bajar en forma importante la rentabilidad. CNE no los considera como activos para chequeo rentabilidad sino que como gastos de comercialización. SVS realizó fiscalización del tratamiento contable de estos desembolsos para la empresa Metrogas (única distribuidora sometida a su fiscalización). SVS concluye en abril 2015 que: no corresponde contabilizar como activos los desembolsos efectuados por los conceptos de conversión de artefactos, certificación, normalización, materiales de conversión y mano de obra asociada, registrados en la cuenta "Medidores y Reguladores", instruyéndole a la sociedad que rehiciera sus estados financieros de Metrogas recurre de ilegalidad a la Corte de Apelaciones, pero en abril 2016 se desiste y se allana a Resolución SVS 23

24 Antecedentes del Proyecto 9. Resolución del TDLC ratificó camino legislativo para perfeccionar funcionamiento del mercado de distribución de gas. Fallo TDLC ratifica que actual legislación es insuficiente. - Rol NC N de 10/03/ No es posible determinar legalmente ni la TCC de la empresa concesionaria ni la rentabilidad económica en los términos del artículo 33 del DFL N 323, Ley de Servicios de gas. «Como consecuencia de no haberse ejercido la referida potestad legislativa delegada, el marco jurídico aplicable al chequeo de rentabilidad y la determinación de la tasa de costo anual de capital es insuficiente y adolece de vacíos normativos.» - Los chequeos de rentabilidad efectuados por la CNE «no pueden ser considerados para efectos de ejercer la potestad conferida a este Tribunal por el artículo 31 de la Ley de Servicios de Gas.». (Solicitar al Ministerio de Energía la fijación de tarifas). El Gobierno venía trabajando desde marzo de 2014 en esta propuesta legislativa y por lo mismo argumentó en TDLC que esa no era la instancia para resolver el conflicto. TDLC ratificó planteamiento del Ministerio y resolvió que el procedimiento no podía continuar. 24

25 Antecedentes del Proyecto 10. Trabajo pre-legislativo: asesoría experta y proceso participativo Centro Regulación y Competencia Universidad de Chile (Regcom) Grupo Intragubernamental (GIG) COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Coordinador CNE MINISTERIO DE ENERGÍA Grupo de Expertos (GE) Nicole Nehme Juan Pablo Montero Javier Velozo Banco Mundial (BM) MINISTERIO DE ECONOMÍA SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES Gabriel Bitrán Andrea Buttelman Reuniones permanentes con empresas del sector y con asociación gremial de distribuidores para análisis técnico. Reuniones con nuevos entrantes interesados en ingreso al mercado de gas en Chile. Seminario Internacional Banco Mundial «Alternativas Futuras Regulación mercado del Gas», septiembre 2014 con cerca de 100 participantes 25 (público/privado, empresas/consumidores, expertos del sector).

26 El PROYECTO DE LEY PRINCIPALES CONTENIDOS 26

27 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red Procedimiento Chequeo de rentabilidad actual. TCC fijada por el Ministerio de Energía (art. 32 LSG) Chequeo de rentabilidad CNE. TDLC Eventual Tarificación Ministerio de Energía Proceso anual Procedimiento Chequeo de rentabilidad PDL. Informe cuadrienal TCC y Informe fijación de bienes eficientes de la empresa para cuatrienio Informe técnico preliminar. Observaciones empresas. Informe técnico definitivo. Panel de Expertos. TCC + fijación de bienes eficientes + criterios eficientes. Proceso cuadrienal Chequeo Rentabilidad ( fijación costos e ingresos de explotación y VNR) Informe preliminar de rentabilidad Observaciones empresas. Informe definitivo de rentabilidad Panel de Expertos. 27 Informe definitivo de rentabilidad anual Exceso de rentabilidad Proceso anual 27 TDLC como mecanismo de salida Tarificación

28 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red I. Se mantiene régimen de libertad tarifaria, con límite máximo de rentabilidad fijado por ley, el cual se rebaja en un 2% (baja en el spread). Rentabilidad máxima Tasa de Costo de Capital (TCC) + 3 puntos porcentuales. En la Cámara de Diputados se eliminó el piso de 6% de la TCC que contenía el PDL. Se repondrá vía indicación del Ejecutivo. TCC calculada por CNE (hoy M. Energía) cada 4 años. Con instancia de observaciones y eventuales discrepancias ante el Panel de Expertos. Excepción a régimen de libertad tarifaria Región de Magallanes y la Antártica Chilena: Tarificación permanente. 28

29 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red II. En el caso que una empresa exceda el límite máximo de rentabilidad en la zona de concesión, se activa el proceso de Tarificación. Además, constatado exceso de rentabilidad se congelarán sus precios hasta vigencia de las respectivas tarifas reguladas. Se precisará vía indicación que la zona de concesión corresponderá a una región del país. Holgura del 0,2% sobre la rentabilidad máxima, donde empresa puede optar por no ser tarificada, pero con multa correspondiente a devolución del exceso más un 50%. III. Se establece un mecanismo de compensación expedito a consumidores en caso de exceso de rentabilidad de una concesionaria. La devolución se efectuará a través de un descuento directo en la cuenta del cliente o en dinero efectivo. 29

30 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red IV. Fortalecimiento del proceso anual de Chequeo de Rentabilidad. Procedimiento reglado, participativo y revisable (Panel de Expertos). Se aumenta el período de análisis de 1 a 3 años móviles, para lo cual se promediarán las rentabilidades anuales correspondientes a dicho período. Metodología de Cálculo establecida en la ley: basado en información entregada por empresa real, pero corregida con criterios de eficiencia por parte de CNE Costos, ingresos y activos provenientes únicamente de la actividad de distribución. Los gastos para conectar clientes (conversiones) podrán ser considerados como costos amortizable en 5 años. Los bienes eficientes se fijarán cada cuatro años. Los costos e ingresos de explotación anualmente.

31 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red Vía indicación se incorporará una norma especial para valorizar el gas al ingreso del sistema de distribución en caso de empresas relacionadas. La regla general es que corresponda a un passthrough de los contratos de compra. V. Se amplia el universo de clientes sujetos a «tarifa garantizada» en caso de tarificación. Se distinguen los clientes por tipo de consumo: residencial, comercial e industrial, quedando sujetos a tarifa garantizada todos los clientes residenciales y comerciales, independiente de su nivel de consumo, y los clientes industriales con consumos hasta GJ/mes (el límite de la ley actual es de menos de 100 GJ/mes). 31

32 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red VI. Se llena el actual vacío de la Ley de Servicios de Gas al regular el procedimiento y metodología de Fijación Tarifaria. Procedimiento Reglado y Participativo de Tarificación: Tarifas calculadas por CNE sobre la base de un Estudio de Costos licitado. Empresas tienen derecho a observar y/o discrepar ante el Panel de Expertos tanto las Bases del Estudio como el Informe CNE con los resultados. «Tarifa garantizada» los consumidores tendrán siempre derecho a recibir los tipos de servicios de gas por parte de la empresa concesionaria según las condiciones de calidad y precio establecidas para cada uno de ellos en el decreto respectivo, no pudiendo la empresa concesionaria negar esta tarifa al consumidor que lo solicite. Tarifas con vigencia de 4 años. 32

33 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red Metodología de Tarificación. Las tarifas tienen dos componentes: Valor del Gas al Ingreso del Sistema de Distribución (VGISD) Vía indicación se incorporará una norma especial para valorizar el gas al ingreso del sistema de distribución en caso de empresas relacionadas. La regla general es que corresponda a un passthrough de los contratos de compra. Valor Agregado de Distribución (VAD) empresa eficiente con ciertas correcciones, sobre la base del Costo Total de Largo Plazo del servicio de distribución de gas en un horizonte de planificación de 15 años. 33

34 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red VIII. Mecanismo de Salida/término del régimen tarifario gatillado por excesiva rentabilidad La empresa sujeta a tarificación podrá recurrir al TDLC antes del término de vigencia de las respectivas tarifas con el objeto de que éste se pronuncie acerca de si la falta de condiciones de competencia justifican mantener un régimen de regulación de precios o si se debe volver a un régimen de libertad tarifaria. IX. Se extiende el ámbito de aplicación de la Ley de Servicios de Gas a la distribución de gas de red no concesionada, en especial respecto a: Exigencias de calidad y seguridad de servicio. Se incorporará vía indicación normas que facilitan el cambio de proveedor a objeto de profundizar la competencia. Se prohíben pactos destinados a «captura» de clientes o consumidores (símil en telecomunicaciones).

35 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red X. Se establece un régimen transitorio que busca fomentar la inversión y la expansión de la distribución de gas de red a lo largo de todo el país. La baja en límite de rentabilidad (spread) se aplica escalonadamente. Se repondrá vía indicación que los gastos de comercialización (conversiones) efectuados en los últimos 10 años a la vigencia de la ley podrán amortizarse en 10 años para efectos del chequeo de rentabilidad. Vía indicación se incorporará una norma que fomente la inversión y expansión de la red No se aplicará la baja en límite de rentabilidad por 15 años a aquellas zonas de concesión nuevas y a las expansiones de las existentes (que hayan indicado su construcción en los últimos 15 años y que lo inicien en los próximos 10 años).

36 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red Otras Indicaciones Ejecutivo, segundo trámite constitucional. Se resguarda la confidencialidad de cierta información sensible en proceso de chequeo de rentabilidad porque asume cierto grado de competencia de las distribuidoras: se elimina planes de expansión públicos, se restringe posibilidad de discrepar de informes a terceros interesados. En régimen tarificado, el plan de expansión se determinará explícitamente para la empresa modelo y su costos se traspasará a tarifa sólo cuando cada obra entre en operación Se adapta o replican disposiciones aprobadas en PDL transmisión: requisitos para registro de terceros participantes en los procesos regulatorios, criterios para presentar discrepancias, atribuciones en industria del gas y financiamiento panel de expertos.

37 Proyecto de Ley Distribución de Gas de Red Otras Indicaciones Ejecutivo, segundo trámite constitucional (Magallanes). Se extiende para Región de Magallanes la posibilidad de clientes libres industriales con consumos por sobre los GJoule/mes, pero excluyendo generación eléctrica y GNC para transporte vehicular, los que estarán siempre sujetos a tarifa garantizada. En Magallanes, transitoriamente las tarifas congeladas hasta el primer decreto tarifario serán indexadas durante ese período explícitamente a IPC. Se excluye explícitamente del alcance de la ley las instalaciones ubicadas en campos de producción de hidrocarburos para producción, procesamiento y captación de gas (ENAP) Se establece plazo para regularizar concesiones para actividades que debieran ser concesionadas, e.g. gasoductos de transporte de ENAP en Magallanes

38 MUCHAS GRACIAS