Regulación del Gas Natural en el Perú:

Los proyectos de gas natural Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Gas Natural 1

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 Publicación elaborada por la División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN y editada por Teps Group S.A.C. según CLS OSINGERMIN-GART-032-2008. Por la GART Gerente Adjunto GART: Gerente de División de Gas Natural: Asesor Técnico GART: Especialistas: Víctor Ormeño Salcedo Luis Espinoza Quiñones Carlos Palacios Olivera Daniel Hokama Kuwae Virginia Barreda Grados Por Teps Group Editor Responsable: Asistente de Edición: Diseñador: Pedro Hugo Morote Gladis Espinoza Cerna Pablo Quispe Sánchez Edición OSINERGMIN Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria GART División de Gas Natural Av. Canadá 1460 San Borja Lima 14 Teléfono: 219 3400; Anexos: 2001 / 2010; Fax: 224 0491 Copyright OSINERGMIN-GART 2008 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-GART. ISBN:. 2

Presentación Presentación El gas natural, en el mundo, constituye la tercera fuente de energía después del petróleo y el carbón. Durante los últimos 20 años, las reservas de gas natural han crecido a un ritmo de 5% anual aproximadamente, estimándose las reservas totales mundiales de este hidrocarburo en 150 billones de m 3, lo cual, además de su gran crecimiento como industria, demuestra la gran importancia que ha venido adquiriendo como combustible e insumo industrial para el desarrollo de las naciones. El gas natural, si se compara con otras fuentes de energía, es el energético que más beneficios brinda, ya que es un combustible limpio (no contaminante) y más económico que otros que existen en el mercado, entre los que están el kerosene, el petróleo diesel, los petróleos residuales, las gasolinas, el GLP y la electricidad (BT5). El transporte del gas significa una gran inversión económica, ya que los campos y plantas donde se extrae el gas natural, generalmente, se encuentran lejos de los principales mercados de consumo, por lo que el costo para transportarlo a ellos es elevado y ello incide en la distribución. Lo anterior es debido a que la mayor parte del gas natural se transporta por gaseoductos a través de largos recorridos. Sin embargo, para distancias a los que estos últimos no pueden llegar, la logística se optimiza mediante la licuefacción del gas en plantas construidas ex profeso, y así poder transportarlo por barco en estado líquido, como gas natural licuado. La industria de gas natural en el Perú fue poco desarrollada hasta antes del inicio del Proyecto Camisea. Anteriormente a la explotación de las reservas de Camisea la industria de gas natural se desarrolló básicamente en Talara y Aguaytía. La puesta en marcha del proyecto Camisea, en agosto de 2004, significó el más grande paso dado por el país para su independencia energética, básica para su desarrollo económico. Actualmente, en el país, el gas natural se utiliza mayormente en la generación de energía eléctrica, desplazando a otros combustibles como el petróleo, el GLP y el carbón para generarla, 3

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 con resultados positivos para todos los usuarios finales. Igualmente ha beneficiado al sector industrial, residencial y transporte, ya que como combustible es más barato que los otros que existen en el mercado, generando mayor ahorro y/o utilidades. Por estas razones el mercado de gas natural ha evolucionado rápidamente. El número de consumidores y su demanda crecen en la medida que se expande la red de distribución, consolidándose el desarrollo de esta industria. Por sus características, el mercado de gas natural es un monopolio natural, por lo que OSINERGMIN, como organismo regulador, se ocupa de las tarifas y cargos que se generan dentro de la cadena de producción de la industria del gas natural, manteniendo y fomentando los principios del libre mercado, pero, a su vez, teniendo en cuenta el bienestar de los consumidores y el interés público. Por ello, la función reguladora es un conjunto de acciones gubernamentales para controlar los precios, ventas y decisiones de producción de las empresas, como un esfuerzo para prevenir que las empresas privadas tomen decisiones que podrían afectar el bienestar de los consumidores y del interés público. Así la regulación restringe y vigila las actividades privadas (en su mayoría son privadas aunque también lo puede hacer en el ámbito público) con respecto a una regla prescrita en el interés público., señala José Ayala. De lo que se puede deducir, que la regulación es la intermediación gubernamental por medio de una política pública, cuyo objetivo es modificar la conducta de los que participan en una actividad económica. Ello supone el aumento del bienestar social o evitar la pérdida del mismo al corregir la falla de mercado a la cual se dirige la acción gubernamental. En el Primer capítulo, de este documento, se presenta una visión general de la situación del gas natural en el mundo; en el Segundo, se explica cómo se emprenden y se convierten en realidad los proyectos de gas natural; en el Tercero, se detalla el desarrollo del mercado peruano del gas natural, se expone sobre la incidencia del gas natural en la economía nacional y se detallan las reservas de gas que tiene el país; en el Cuarto, se explica, desde el punto de vista de sus creadores y a profundidad, la denominada Garantía por Red Principal y su aplicación en la tarifa final eléctrica y sus mecanismos de funcionamiento, y; finalmente, en el Quinto y último capítulo, se describe cómo en nuestro país se regula la industria de gas natural, desde las instituciones que ven su desarrollo hasta los que fiscalizan y regulan las tarifas y precios finales al usuario. Esta publicación ha sido elaborada por especialistas de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN, con la finalidad de alentar el acceso al servicio de distribución de gas natural y difundir los aspectos técnicos y regulatorios que contribuyan a la creación y desarrollo de una Cultura de Gas Natural, y como contribución a la masificación del consumo de este hidrocarburo. 4

Introducción Introducción El hito más importante en el tema gas natural para el país lo constituye el descubrimiento de los yacimientos de Camisea 1 en la década de los 90. Dicho yacimiento cuenta con 13 tera pies cúbicos de gas natural lo cual equivale a 2 800 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP). De esta cantidad aproximadamente 700 millones de BEP corresponden a los condensados y el restante (2 100 millones de BEP) al gas natural seco (metano más etano). A la luz de la importancia de Camisea, en el periodo 1994 a 1996, se expiden los reglamentos que regulan la extracción, transporte, distribución y comercialización del gas natural así como los líquidos del gas natural que son considerados como un producto equivalente a los derivados del petróleo (GLP, gasolinas, diesel y residuales). En función de dichos reglamentos se firma el contrato del siglo (en materia de hidrocarburos) con el consorcio Shell-Mobil (SM) para desarrollar el yacimiento y extraer los productos comerciales hacia el mercado más relevante para el proyecto de acuerdo a la concepción de consorcio. Luego de dos años de administrar el proyecto en base al contrato de licencia, el consorcio SM decide no continuar con el proyecto argumentando falta de rentabilidad del mismo cuando en realidad no había conseguido de parte del gobierno mayores facilidades a las establecidas en el contrato. El fracaso del contrato del siglo puso en tela de juicio la forma en la que se había concebido y estructurado el proyecto donde el licenciatario era el más idóneo para definir que le convenía al país desde el punto de vista del gas natural, ya que se partía de la lógica que lo bueno para el consorcio era también bueno para el país. Lamentablemente esta concepción se repite en muchos contratos de hidrocarburos donde el manejo y definición de la explotación y venta de los productos se dejan en manos del privado y el estado sólo espera una retribución justa por la licencia. 1 Camisea está conformado por los yacimientos de Cashiriari, San Martín, Mipaya y Pagoreni. 5

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 Ante esto, durante los años 1998 y 1999 se trabajo en definir un nuevo esquema de desarrollo para el proyecto Camisea, donde el Estado no invertiría dinero pero también compartiera las ganancias de unas reservas probadas, y se cuidara de recibir ingresos mínimos por concepto de regalías. En nuevo esquema se instrumento en la Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, como una herramienta que defina el accionar del estado en los proyectos de gas natural y que además establezca obligaciones mínimas al licenciatario de un yacimiento respecto a la comercialización del gas natural en el mercado interno. Un tema muy importante en la Ley 27133 es lo referente a la política de precios del gas natural para el mercado interno y el manejo de los contratos de suministro. La ley busco que no exista discriminación y que los contratos sean homogéneos para todo tipo de clientes de tal forma de evitar los problemas que existen en el mercado de combustibles líquidos donde exista una falta de transparencia en la cadena de comercialización. Además, la Ley 27133 estableció un mecanismo de garantía de demanda mínima al transportista para reducir el riesgo de creación del mercado, ya que sin esto no hubiera sido posible la segmentación de Camisea en las tres actividades (producción, transporte y distribución) que hoy tenemos. El mecanismo de demanda mínima denominado GRP permite compensar al transportista de la Red Principal por el servicio no vendido y necesario para cubrir un ingreso mínimo garantizado. Los recursos para pagar la GRP provienen del sector eléctrico ya que a dicho sector se le ofrece una tarifa de transporte como si el gasoducto estuviera a máxima capacidad y por tanto obtiene beneficios por tener un gas de bajo precio. Al final es como si el sector eléctrico absorbiera el riesgo de desarrollo de Camisea y por tanto se hacía merecedor a una tarifa especial en el gasoducto. Luego de desarrollar el esquema básico de Camisea y expedido los reglamentos complementarios, en el año 2000 se concurso la explotación del yacimiento y el desarrollo de la Red Principal de transporte, lográndose firmar los respectivos contratos en diciembre de 2000. Desde el año 2000 hasta el 2004, año de inicio de la operación de Camisea, el gobierno promulgo nuevos reglamentos, modifico los existentes y adapto los contratos de licencia y concesión con el objeto de apoyar en el desarrollo del proyecto. El apoyo decidido del gobierno permitió la operación de Camisea en el tiempo esperado pero dejo latentes problemas de impacto ambiental y manejo de comunidades que hasta hoy en día no están resueltos. En el año 2005, el gobierno promovió cambios en los contratos de licencia, leyes y reglamentos para facilitar el proyecto de exportación de gas natural denominado Perú LNG. Para la ejecución de dicho proyecto se requería tener garantizado una reserva mínima de gas natural de 4,4 TPC, lo cual no era posible alcanzar con los 2,4 TPC que tiene el yacimiento de Pagoreni por lo que se necesitaba que el lote 88 le ceda (mediante un contrato de venta) casi 2 TPC a Perú LNG para que este lo exporte libremente. El contrato de licencia original del lote 88 permite la exportación del gas natural pero pone como una condición permanente que se garantice el abastecimiento del mercado interno para los siguientes 20 años, lo cual colocaba al proyecto de exportación en una posición de menor nivel respecto al mercado interno. El cambio introducido al contrato y a la Ley 27133 señalaron que la evaluación de los 20 años se haga sólo una vez, y que luego de firmado el contrato de suministro entre el Productor del 6

Introducción lote 88 y Perú LNG ya no habría revisión del alcance de las reservas para abastecer al mercado interno. Desde el año 2004 hasta el 2008 la demanda de gas natural para el mercado interno creció desde casi 60 a 300 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo evidencio la alta aceptación que tiene el gas natural debido a su bajo precio respecto a los sustitutos. Además, la proyección de la evolución indicaba que se podría alcanzar los 600 MPCD en el 2010 y por consiguiente se necesitaba mayor capacidad de producción y transporte. Lamentablemente, luego de 3 años de haber cambiado el contrato de licencia a favor de la exportación del gas natural nos damos cuenta que no tenemos gas del lote 88 para desarrollar nuevos gasoductos que permitan desconcentrar el consumo en Lima de tal forma que el desarrollo del norte y sur del país deberán postergarse hasta garantizar la recuperación de la inversión en los transportes. Los expertos del sector hidrocarburos localizados en Perupetro y el Ministerio de Energía y Minas confían en que se encontrará más reservas de gas natural, pero lamentablemente los resultados de los contratos exploratorios darán mayor certeza de lo que tenemos en los años 2011 a 2013. Un tema que hoy pasa desapercibido es que durante la época de Shell Mobil, el proyecto Camisea incluía al yacimiento de Pagoreni, pero cuando se concurso el nuevo lote 88 se excluyo a Pagoreni como una medida de reservar para el Estado una parte de la reservas en caso se tuviera una situación imprevista respecto al mercado interno. Lamentablemente esta estrategia de política energética no fue seguida por los siguientes gobiernos quienes entregaron el lote 56 (Pagoreni) a Perú LNG para que lo exporte libremente. Otro tema que el esquema regulatorio del gas natural no ha sopesado es la naturaleza de los gasoductos desarrollados por los licenciatarios para llevar el gas natural hasta su mercado. Hoy la ley y reglamentos permiten ductos de uso propio con acceso exclusivo del licenciatario sin posibilidad de acceder a la capacidad excedente del gasoducto, esto coloca en desventaja al Estado al no poder ordenar el uso de dichos excedentes en caso se requiera para el desarrollo del mercado interno. Los problemas detectados en el año 2008 y la crisis energética que se avecina en los siguientes tres (3) años no indican la necesidad de ajustar los reglamentos para señalar la prioridad del mercado interno y la subordinación que todo proyecto privado debe tener dentro de la política energética nacional que busque la seguridad interna como primer objetivo. En la búsqueda y comprensión del desarrollo del gas natural en el mundo y en el Perú se presenta diversas secciones donde se analiza desde el punto de vista regulatorio la problemática del desarrollo de este energético y el rol que debe cumplir el Estado. La sección sobre el análisis de la regulación del mercado internacional y la problemática de la tarificación fue desarrollada en base a los documentos elaborados en ingles por el consultor de origen francés Karin Faid. Agradecemos sus enseñanzas en los temas de comercialización del gas natural y el desarrollo de contratos de licencia donde hizo mucho hincapié en lo equilibrado que deben ser para que el negocio sea sostenible para ambas partes. La regulación de tarifas de gas natural en Lima y Callao está en evolución y se espera para el 2009 tener una nueva estructura de tarifas que permita evitar los problemas de evasión detectados en los clientes de alto consumo. El mensaje del marco normativo es que la distribución es 7

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 un costo estampillado y por tanto no se paga por punto de conexión ni uso efectivo de la red, ya que existen economías de escala y de alcance en una red que no puede dividirse en cada tipo de usuario en especial. Se tiene claro que lo que debe procurar la regulación es tener una tarifa que cubra el costo de desarrollo de la red y que a la vez proporcione a cada tipo de usuario el ahorro necesario para pagar su conversión al gas natural y no sentirse discriminado al soportar él los costos de toda la red. 8

Índice Índice Presentación... 3 Introducción... 5 Capítulo I: El gas natural en el mundo... 13 1. Consumo del gas natural... 15 2. Precios del gas natural... 17 3. Relación Reservas/Producción... 18 4. Reservas probadas de gas natural en el mundo... 23 5. Producción de gas natural en el mundo... 25 6. Características y tendencias de la industria del gas natural...25 6.1. La cadena del gas natural... 25 6.2. El comercio del gas natural... 26 6.3. La onda de liberalización... 27 6.4. La industria del gas natural en Estados Unidos de Norte América...28 6.5 La industria de gas natural en el Oeste de Europa...30 Capítulo II: Los proyectos de gas natural... 33 1. Características de los proyectos de gas natural... 33 1.1. Economía integrada... 33 1.2. Términos de los contratos de gas natural... 35 1.3. Optimización de los beneficios... 36 2. Arquitectura de los proyectos de gas natural... 37 2.1. Análisis económico y credibilidad del proyecto... 37 2.2. Rol del gobierno... 37 9

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 2.3. Organización de la estructura del proyecto... 37 2.3.1. Compañía de gas... 38 2.3.2. Comercialización... 39 2.3.3. Transporte... 39 2.3.4. Distribución... 39 3. Economía de los gasoductos... 40 3.1. Base del diseño de tarifas... 41 3.2. Metodología para el cálculo de las tarifas... 41 3.3. Ejemplos de cálculo de tarifas... 43 4. Tarifas de transporte... 44 4.1. Qué es la tarifa?... 44 4.2. Cargos por transporte... 45 4.3. Diferentes tipos de tarifas... 45 4.4. Elementos de una tarifa de gas... 48 4.5. Empaquetamiento del precio... 48 5. Gas natural y la generación eléctrica... 48 5.1. Principales beneficios de las turbinas de gas... 48 5.2. Principales beneficios y desventajas de los Ciclos Combinados...49 5.3. Indicativos de los órdenes de preferencia entre tecnologías...49 5.4. Lógica del despacho por orden de méritos... 49 6. Venta del gas natural para la generación eléctrica... 50 6.1. Problema del criterio de operación... 50 6.2. Solución al criterio de operación... 50 6.3. Competencia Gas-Hidroelectricidad... 51 Capítulo III: El mercado peruano del Gas Natural 1. Reseña histórica... 53 1.1. Yacimiento de Aguaytía... 53 1.2. Yacimientos de la costa norte... 53 1.3. Proyecto Camisea... 56 1.3.1. Descubrimiento... 56 1.3.2.Partida de Shell... 58 1.3.3. La definición del Nuevo Camisea... 59 1.3.4. Contrato con Pluspetrol... 59 1.3.5. Estructura del proyecto... 59 1.3.6. Regulación de los precios... 60 2. Análisis del ducto de Camisea... 65 2.1. Magnitud del ducto... 65 2.2. Energía almacenada en el reservorio... 66 2.3. Composición del reservorio... 73 2.4. Valor del yacimiento... 74 3. Situación comercial del gas natural... 83 3.1. Producción del gas natural... 83 3.2. Venta de gas natural... 84 3.3. Consumo del gas natural... 86 4. Estructura de la industria peruana de gas natural... 88 4.1. Actores de la industria de gas natural de Camisea...89 5. Impacto del Gas Natural en la economía nacional... 90 5.1. En el sector residencial... 90 5.2. En el sector industrial... 102 5.3. En el sector transporte... 105 10

Índice 5.4. En el sector eléctrico... 110 a) Costos de producción para generar electricidad... 110 i. Ciclo combinado a Gas Natural... 115 ii. Ciclo simple a Gas Natural... 116 iii. Turbina a vapor operado con carbón... 117 iv. Motor Diesel operado con Residual Nº 6... 118 v. Motor Diesel operado con Diesel Nº 2... 119 vi. Turbina de gas operado con Diesel Nº 2... 120 Capítulo IV: Garantía por Red Principal (GRP)... 121 1. Definición de la GRP... 121 2. Base Legal de la GRP... 124 3. Sustento de los creadores del mecanismo... 124 3.1. Perspectiva eléctrica... 125 3.2. Perspectiva gas natural... 129 3.2.1. Fundamentos de la GRP... 133 3.2.2. Funcionamiento de la GRP... 137 3.2.3. Impacto de las GRP en las tarifas eléctricas... 144 3.2.4. Cuantificación de los beneficios y costos producto de la GRP... 147 4. La GRP de Camisea... 150 4.1. Recaudación de la GRP... 153 Capítulo V: Regulación del Gas Natural en el Perú... 155 1. Marco Regulatorio... 155 2. Esquema Institucional... 157 3. Esquema tarifario del gas natural en el Perú... 158 3.1. Precio del Gas Natural al usuario final... 158 3.1.1. La actualización de precios y tarifas de Camisea... 160 3.2.La tarifa inicial en Talara... 167 4. Procedimientos regulatorios... 168 4.1. Camisea... 168 4.1.1. Los precios de gas natural en boca de pozo... 169 4.1.2. Red Principal de Camisea... 169 4.1.3. Red de distribución de Lima y Callao... 173 4.1.4. Otros componentes... 176 4.2. Pariñas (Talara)... 181 4.2.1. Tarifa de distribución de gas natural por red de ductos... 181 4.2.2. Topes máximos por la Acometida, tubería de conexión e inspección y habilitación... 182 4.2.3. Cargos máximos de mantenimiento de acometida... 183 4.2.4. Cargos máximos por corte y reconexión... 183 Capítulo VI: Conclusiones... 185 1.Conclusiones... 185 11

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 12

El gas natural en el mundo Capítulo I El gas natural en el mundo Para tener una visión panorámica de la industria del gas natural en el mundo, en primer lugar es necesario conocer el desarrollo de las reservas, los niveles de producción y la demanda futura del hidrocarburo, así como la duración de dichas reservas para mantener el régimen productivo. En el año 2005, las reservas mundiales de gas natural fueron de 180 Tera 1 m 3 (6350 Tera pies cúbicos) mientras que en el 1980 éstas eran de 84 Tera m 3, lo cual significa que en 25 años se han incrementado en 114%, es decir, que han crecido a una tasa media anual de 3,1%. En el año 1980 la región que tenía más reservas era Europa y Euro Asia (fundamentalmente Rusia), pero 25 años después la región con más reservas de gas natural es el Medio Oriente, según los datos que se muestran en el Gráfico Nº 1.1. Gráfico Nº 1.1 Reservas de gas natural por región 1,000 100 Tera metros cúbicos 10 1 Norte América Centro y Sur América Europa y Euro Asia Medio Oriente Africa Asia Pací co Total 1 Tera = 1 000 000 000 000 000 = 10 12 = 1 000 Gigas. 13

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 Actualmente Europa y Euro Asia más el Medio Oriente concentran las tres cuartas partes de las reservas mundiales de gas natural. En el año 2005, el Medio Oriente concentraba el 40% de estas reservas-. (Ver Gráfico Nº 1.2) Gráfico Nº 1.2 Crecimiento de las Reservas de Gas Natural por región Al año 2005, las regiones de Norte América y de Centro y Sur América tenían la misma proporción de las reservas mundiales con un 4% cada una. Es importante señalar que en 1980 Norte América tenía el 12% de las reservas mundiales, pero por el crecimiento de la producción aunado al incremento de las reservas del Medio Oriente redujo su participación a sólo el 4% de las mismas, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.3. Gráfico Nº 1.3 Reservas de Gas Natural por región 100% 10% 1% 14 Norte América Centro y Sur América Europa y Euro Asia Medio Oriente Africa Asia Pací co

El gas natural en el mundo De todas las regiones, Norte América es la única que presenta una tasa negativa de crecimiento en un periodo de 25 años, mientras que la de Medio Oriente mantiene una tasa positiva de incremento de entre 4% y 6% anual. Los mayores niveles de crecimiento se observan en los años previos a 1995, debido a las crisis del petróleo que incentivaron el desarrollo de la industria del gas natural. (Ver Gráfico Nº 1.4) Gráfico Nº 1.4 Crecimiento de las Reservas de Gas Natural por región 1. Consumo de gas natural Por el lado del consumo de gas natural por región, se observa que en los últimos 40 años la que más creció fue la de Europa y Euro Asia. En el año 2005, esta región presentó un consumo medio anual de 110 Giga 2 pies cúbicos por día, siendo la de Norte América la segunda en tamaño con 75 Giga pies cúbicos por día. La región Asia Pacífico presenta también un crecimiento explosivo en el consumo de gas natural debido al desarrollo industrial de Japón, Corea, China y otros países. La tasa de crecimiento anual de consumo de gas natural de esta región está entre 7% y 8% anual, tal como se puede observar en el Gráfico Nº 1.5. Durante la crisis del petróleo de la década de 1980, la región Norte América presentó una tasa de crecimiento negativa, debido a políticas orientadas a sustituir los hidrocarburos y al control de precios en los yacimientos existentes de gas natural. A partir de 1985, recupera el nivel de consumo de gas natural debido a la desregulación de los campos petrolíferos, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.6. La región de Centro y Sur América presenta una tasa de crecimiento casi constante de entre 4% y 6%, siendo en la segunda mitad de la década de 1980 que presenta una tasa media anual positiva del 9%. En cualquier caso, las tasas de crecimiento del consumo en los últimos 20 años son menores a las obtenidas en la década de 1970. 2 Giga = 1 000 000 000 000 = 10 9. 15

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 Gráfico Nº 1.5 Consumo de Gas Natural por región 60 120 Giga pies cúbicos por día 50 40 30 20 10 0 +16% +14% +12% +10% +8% +6% +4% +2% +0% -2% 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 Gráfico Nº 1.6 Crecimiento del consumo de Gas Natural 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 Centro y Sur América Medio Oriente Africa Asia Pací co Norte América Europa y Euro Asia 100 80 60 40 20 0 +32% +28% +24% +20% +16% +12% +8% +4% +0% -4% Norte América, Europa y Euro Asia Africa, Asia Pací co -4% 1965-1970 1970-1975 1975-1980 1980-1985 1985-1990 1990-1995 1995-2000 2000-2005 -8% Norte América Centro y Sur América Europa y Euro Asia Medio Oriente Africa Asia Pací co El Gráfico Nº 1.7 muestra el consumo mundial de gas natural en el año 2007, expresado en billones de m 3. 16

El gas natural en el mundo América del Norte Estados Unidos Canadá América Central y Sur Argentina Méjico Brasil Chile Europa Occidental Alemania Reino Unido Italia Paises Bajos Francia España Europa Oriental y CEI Rusia Ucrania Uzbekistan Bielorrusia Kazakhstan Turkmenistan Rumania África Argelia Egipto Oriente Medio Irán Arabia Saudita Asia - Oceanía Japón China India Corea del Sur Indonesia Malasia Tailandia Paquistán Australia Total Mundo Fuente: CEDIGAZ 2. Precios del gas natural Gráfico Nº 1.7 Consumo mundial de gas natural en el año 2007 (Billones de m 3 ) 0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 100 200 300 400 500 600 700 800 4,2 n.d n.d n.d n.d 16,4 19,8 26,3 31,8 35,2 39,3 44,1 46,8 742,0 649,1 En lo que respecta a los precios internacionales del gas natural, el Gráfico Nº 1.8 muestra que en el periodo de los años 1988-1999, se presentaron los precios más bajos, debido a la influencia de los precios de petróleo. Generalmente los precios del gas natural son más altos en los mercados de consumo (Japón, Europa, OECD, UK) que en las zonas productoras (Alberta y Henry Hub). 59,9 66,1 92,9 84,2 91,1 83,6 90,2 190,2 423,9 524,7 658,8 299,5 111,8 75,9 445,9 92,9 71,8 41,7 34,6 23,4 32,9 35,3 30,8 28,8 2951,3 0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 100 200 300 400 500 600 700 800 17

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 Gráfico Nº 1.8 Precio del Gas Natural 10 9 8 7 US$ / millón de BTU 6 5 4 3 2 1 0 1,984 1,986 1,988 1,990 1,992 1,994 1,996 1,998 2,000 2,002 2,004 Japón Unión Europea UK Henry Hub Alberta OECD Un hecho curioso es que, a partir del año 2002, los incrementos de precios del gas natural en el Japón no han sido tan fuertes como los ocurridos en los otros mercados. Esto se debe a que los contratos de importación de los consumidores japoneses (en su mayoría empresas eléctricas) tienen fórmulas de indexación de precios con participación del carbón como sustituto eléctrico. 3. Relación Reservas/Producción La relación Reservas / Producción (R/P) mide el número de años que las reservas de gas natural alcanzarían si se mantuviera el nivel de producción actual. Lamentablemente este indicador no reconoce la tasa de crecimiento que puede tener la producción del país, ya que asume que dicha producción es constante. Para corregir esto se ha definido la siguiente fórmula: En donde: i = Tasa de crecimiento R= Reservas P= Producción del año base De acuerdo con esta nueva fórmula de duración de las reservas, a la fecha el mundo tiene una seguridad de abastecimiento de gas natural de aproximadamente 40 años. 18

El gas natural en el mundo Gráfico Nº 1.9 Producción de Gas Natural en el mundo (Giga m 3 ) 3,000 60 2,500 50 2,000 40 Giga m 3 1,500 30 Años 1,000 500 0 1,970 1,972 1,974 1,976 1,978 1,980 1,982 Producción 1,984 1,986 1,988 Ratio R/P con crecimiento Para evitar los saltos en la evaluación de la fórmula de duración de reservas con tasa de crecimiento de la producción, se ha considerado una tasa media móvil de un periodo de cinco años, y de tal forma alisar los picos y las depresiones. Por ejemplo en los últimos 10 años la tasa media de crecimiento de la producción mundial de gas natural estuvo entre 2% y 3%. Gráfico Nº 1.10 Crecimiento del Gas Natural en el mundo 1,990 1,992 1,994 1,996 1,998 2,000 2,002 2,004 20 10 0 +10% +9% +8% +7% +6% +5% +4% +3% +2% +1% +0% -1% 1,970 1,972 1,974 1,976 1,978 1,980 1,982 1,984 Tasa Anual 1,986 1,988 Tasa Media Móvil (5 años) 1,990 1,992 1,994 1,996 1,998 2,000 2,002 2,004 19

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 En el caso de la región Norte América, la tasa media de crecimiento de la producción está entre 0% y 2%, por lo que la evaluación de la fórmula de reservas versus producción, considerando el crecimiento, arroja un valor de 9 años a 2005. Gráfico Nº 1.11 Producción de Gas Natural en Norte América Giga m 3 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1,970 1,972 1,974 1,976 1,978 1,980 1,982 Producción 1,984 1,986 1,988 1,990 Ratio R/P con crecimiento Gráfico Nº 1.12 Crecimiento del Gas Natural en Norte América 1,992 1,994 1,996 1,998 2,000 2,002 2,004 27 24 21 18 15 12 9 6 3 0 Años +10% +8% +6% +4% +2% +0% -2% -4% -6% -8% -10% 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 Tasa Anual Tasa Media Móvil (5 años) 20

El gas natural en el mundo En el caso de la región Centro y Sur América, la tasa media de crecimiento de la producción está entre 4% y 8%, por lo que la evaluación de la fórmula de reservas versus producción, considerando el crecimiento, arroja un valor de 20 años a 2005. Gráfico Nº 1.13 Producción de Gas Natural en Centro y Sur América Giga m 3 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 1970 1972 1974 1976 1978 1980 Producción 1982 1984 1986 1988 Ratio R/P con crecimiento Gráfico Nº 1.14 Crecimiento del Gas Natural en Centro y Sur América 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Años +16% +14% +12% +10% +8% +6% +4% +2% +0% -2% 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 Tasa Anual Tasa Media Móvil (5 años) 21

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 En el caso de la región de Europa y Euro Asia, la tasa media de crecimiento de la producción de gas natural está entre 0% y 2%, por lo que la evaluación de la fórmula de reservas versus producción, considerando el crecimiento, arroja un valor de 37 años a 2005. Gráfico Nº 1.15 Producción de Gas Natural en Europa y Euro Asia 1,200 90 1,000 75 800 60 Giga m 3 600 400 200 0 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 Producción 1984 1986 1988 1990 Ratio R/P con crecimiento Gráfico Nº 1.16 Crecimiento del Gas Natural en Europa y Euro Asia 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 45 30 15 0 Años 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 Tasa Anual Tasa Media Móvil (5 años) 22

El gas natural en el mundo Cuadro Nº 1.1 Modelo Gas Natural en Latinoamérica Producción Transporte Distribución Chile Argentina Perú Bolivia Colombia Brasil México Ecuador Venezuela Libre Libre Libre Libre con Audiencia Regulado Regulado Libre Regulado Regulado Regulado Regulado Regulado Libre Regulado Regulado Libre Regulado Regulado Monopolio Administrado por el Estado (CRE) con Concesiones Libre Regulado Regulado Monopolio Administrado por el Estado 4. Reservas probadas de gas natural en el mundo De acuerdo a Oil and Gas Journal, el gas natural a finales de 2007 registraba un insignificante incremento en las reservas a nivel mundial, equivalentes a 88 billones de metros cúbicos (10 9 ), aproximadamente. Las regiones con el incremento más notable de reservas de gas natural fueron las de América, donde crecieron en conjunto un 5,3%. El mayor descenso se produjo en Europa Occidental, con una caída estimada en 5 %, según se muestra en el Cuadro Nº 1.2. Cuadro Nº 1.2 Reservas mundiales probadas de gas natural (1) (Miles de billones de m 3 ) 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2007 2008 América del Norte 9,4 8,5 8,0 8,4 7,5 6,5 6,5 7,1 7,6 7,8 América Central y Sur 1,9 2,4 4,4 5,4 6,9 7,8 7,7 7,4 8,0 8,7 Europa Occidental 3,6 4,1 3,9 5,7 5,5 6,2 7,7 6,1 5,6 5,3 Europa Oriental y CEI 12,5 24,2 31,6 38,0 52,5 58,9 56,5 57,5 57,9 57,9 África 3,8 5,2 5,7 5,9 8,5 9,9 11,4 14,1 14,5 14,6 Oriente Medio 6,6 15,3 18,5 25,9 37,8 44,7 54,8 72,5 73,0 72,5 Asia -Oceanía 1,6 3,4 4,8 7,0 10,6 13,1 12,2 13,8 15,1 15,0 Total 39,4 63,1 (1) Datos referidos a principios de cada año. Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal 76,9 96,3 129,3 147,1 156,8 178,5 181,8 181,9 23

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 América del Norte Estados Unidos Canadá América Central y Sur Venezuela Bolivia Argentina Trinidad y Tobago Méjico Brasil Perú Europa Occidental Noruega Países Bajos Reino Unido Alemania Italia Europa Oriental y CEI Rusia Turkmenistán Kazajstán Uzbekistán Azerbaiján Ucrania Rumanía África Nigeria Argelia Egipto Libia Angola Oriente Medio Irán Qatar Arabia Saudita Abu Dhabi Irak Kuwait Omán Yemen Asia - Oceanía China Indonesia Australia Malasia India Paquistán Papua - Nueva Guinea Bangladesh Brunei Cuadro Nº 1.3 Reservas mundiales probadas de gas natural (Billones de m 3 ) 2004 2005 2006 2007 2008 6 956 5 353 1 603 7 243 4 219 782 612 588 421 245 247 6 281 3 188 1 492 905 207 135 57 734 48 000 2 900 1 900 1 860 1 350 1 105 305 13 925 5 055 4 545 1 756 1 491 269 72 640 27 570 25 783 6 754 5 620 3 170 1 572 830 479 13 925 1 823 2 770 2 594 2 464 854 790 428 433 345 7 051 5 451 1 600 7 378 4 287 757 542 532 419 326 325 6 091 3 159 1 449 826 191 125 57 532 47 800 2 860 1 900 1 860 1 350 1 110 295 14 118 5 117 4 545 1 869 1 491 270 72 544 27 500 25 783 6 834 5 660 3 170 1 572 690 479 13 819 2 020 2 769 2 403 2 272 923 798 428 422 343 7 427 5 787 1 640 7 264 4 315 740 439 530 412 306 338 5 850 3 108 1 387 728 178 117 57 863 47 820 2 860 1 900 1 850 1 350 1 100 628 14 280 5 154 4 504 1 895 1 491 270 72 488 27 495 25 636 6 900 5 700 3 170 1 572 690 479 14 455 2 270 2 769 2 429 2 480 1 101 852 428 407 340 7 625 5 977 1 648 8 034 5 100 740 446 480 392 348 335 5 593 3 022 1 316 684 155 94 57 875 47 814 2 860 1 900 1 870 1 350 1 100 628 14 493 5 215 4 504 2 047 1 491 270 73 031 27 575 25 636 7 154 5 700 3 170 1 780 690 485 15 153 3 000 2 659 2 485 2 480 1 075 865 435 392 331 7 828 6 173 1 655 8 674 5 565 817 437 480 376 395 319 5 320 2 905 1 316 585 155 54 57 874 47 814 2 860 1 900 1 870 1 350 1 100 628 14 648 5 275 4 428 2 047 1 419 1 287 72 543 26 455 25 490 7 546 5 700 3 168 1 813 690 485 15 005 3 000 2 553 2 455 2 745 1 075 865 285 392 331 Total 178 704 178 533 179 627 181 804 181 892 Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal 24

El gas natural en el mundo Los países que han incrementado sus reservas de gas natural han sido Angola, Brasil, Malasia y Bolivia. Mientras que los que han sufrido con mayor fuerza una baja son Italia, Papúa-Nueva Guinea y Reino Unido (Ver Cuadro Nº 1.3) Oriente Medio tiene el 40% de las reservas mundiales, seguido de Europa Oriental y los países de la CEI, con el 32%, en números redondos. La Federación Rusa cuenta con las mayores reservas conocidas del mundo, evaluadas en 47 800 billones de m 3 de gas, el 26,3% del total mundial. Irán se ubica en segundo lugar, con el 14,5% de las reservas, seguido por Qatar (14%), Arabia Saudita (4,1%), Abu Dhabi (3,1%), Venezuela (3%) y Nigeria, con 5 275 billones de m 3 de gas natural, equivalentes al 2,9% de las reservas mundiales. 5. Producción de gas natural en el mundo En Oriente Medio, Asia, América Central y Sur y África, las cifras de producción muestran valores en alza, aunque ligeramente por debajo que los ratios observados en los años recientes. China es el país donde la producción ha aumentado de forma más pronunciada en 2007, con una tasa del 16%, que llega hasta los 68 billones de m 3. Cuadro Nº 1.4 Producción Comercializada de gas natural en el mundo (Billones de m 3 ) 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2006 2007 América del Norte 651,8 619,7 624,4 548 611,7 685,3 720,8 697,6 710,2 728,6 América Central y Sur Europa Europa Oriente y CEI África Oriente Medio Asia - Oceanía 34,5 79,7 234,2 3,4 19,5 17 43,7 176,6 336,1 12,5 37,6 37,3 Total 1 040,1 1 263,5 Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal 65,5 199,1 484,4 27,2 44,1 74,1 1 518,8 6. Características y tendencias de la industria del gas natural 73,5 196,3 699,4 51,3 64 109,7 1 742,2 6.1. La cadena del gas natural La característica peculiar de la industria del gas natural puede resumirse al observar su naturaleza y al hecho simple de que, de todos los combustibles térmicos, el gas natural es el único que es gaseoso, ya que no es un combustible líquido o uno sólido. Este mismo hecho tiene efectos profundos en las formas por las cuales se estructura la industria y los términos en los cuales se hacen los negocios. La viabilidad del negocio del gas natural es muy sensible al tamaño, al coeficiente de carga y a las distancias. El concepto de la cadena del gas natural es muy básico. El gas puede ser transportado mediante un sistema de tuberias desde el final del campo hasta la extremidad de la hornilla (cocina o quemador) y mediante barcos metaneros, los que sirven como medio de transporte del Gas Natural Licuado. Las cadenas del gas natural se pueden convertir en redes complejas y penetrar profundamente en los mercados de la energía, tal como sucede en los Estados Unidos y en Europa. 25 85 196,7 855,1 70,9 99,9 149 2 068,3 99,6 238,8 737,7 85,1 146,9 210,5 2 203,9 134,1 280,3 746,6 125,7 213,2 271,2 2 491,9 177,4 298,5 775,2 172,8 317,3 361,6 2 800,4 185,9 290,7 798,8 186,5 338,4 367,7 2 878,2 197,9 279,8 807,8 196,6 355,4 385,2 2 951,3

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 26 Sin embargo, éstas son instalaciones rígidas incapaces de mercados que se pueden capturar más allá del alcance de la tubería. Por el contrario, los combustibles líquidos y sólidos se pueden entregar a corto plazo a cualquier destino. Debido a esta característica el gas natural tiene considerablemente más patrones comunes con la electricidad que con el petróleo o el carbón. La preocupación más importante en estas dos industrias de redes está en los coeficientes de carga y en las tarifas. 6.2. El comercio del gas natural El transporte del gas natural por tuberías, que es la opción más común, es unas cuatro o cinco veces más costosa que el transporte del petróleo por los mismos medios. El petróleo y el carbón tienen otras opciones de transporte con relación a las tuberías, tales como los sencillos cargos a granel, que son convenientes para el transporte internacional por el mar. Además, como combustibles, son fácilmente almacenables cerca de mercados flexibles y pueden buscar los puntos u oportunidades a corto plazo. En resumen, son verdaderas materias o mercancías internacionales. Esto mismo no se puede decir del gas natural, el cual está inexorablemente obligado a las economías de la distancia debido a la relación entre los altos costos de transporte, los altos costos de almacenaje, y la necesidad de los mercados que pueden requerir capacidades de reserva para atender sus eventualidades. En este sentido la industria del gas natural también es muy similar a la industria de la electricidad. Las consecuencias de los altos costos del transporte son realmente básicas para el comercio del gas natural. El gas natural es un commodity local o, en el mejor de los casos, regional, porque no puede escaparse de su radio económico, tal como ocurre en el amplio mundo del petróleo o el carbón. La importancia de la distancia en el negocio del gas natural está claramente demostrada por la muy elevada porción ( 77%) de gas que se vende dentro del país en donde se produce. Del 23% restante, más de la mitad es gas inter-regional, es decir, cruza las fronteras de los países vecinos (Por ejemplo, Noruega abastece a Alemania y el Canadá a los Estados Unidos de Norte América), por lo cual este hidrocarburo sigue siendo, esencialmente, gas de distancia corta. Menos del 11% de todo el negocio del gas se puede considerar como gas de larga distancia, e incluso este gas no viaja por el mundo, como el petróleo. El gas de larga distancia viene de grandes proyectos que explotan las economías de escala, y los altos coeficientes de carga. En conclusión, sin la liquidez física del petróleo crudo, el gas natural está condenado a infraestructuras rígidas y costosas que limitan el comercio a largas distancias. Estas infraestructuras inducen adicionalmente la no-liquidez y la no-homogeneidad del mercado del gas. No existe mercado del gas natural mundial Existen varios mercados nacionales y regionales del energético. Dada la estructura del mercado mundial, el gas natural hace frente a la competencia de las referencias energéticas regionales y no se puede referir a un marcador internacional del precio, como sí sucede en el caso del petróleo. En el mundo existen tres principales mercados regionales del gas natural, a saber: Norte América, Europa y Asia del Este, los mismos que se muestran en el Gráfico Nº 1.17. Se puede resaltar que los tres presentan diferencias significativas en el precio del hidrocarburo.

El gas natural en el mundo Gráfico Nº 1.17 Principales mercados regionales del Gas Natural Oeste Norte América USA Centro Europa Oeste de Europa Este del Asia Japón Canadá Noruega Rusia Argelia Indonesia Medio Oriente Australia Los fundamentos de la definición del precio, en un mercado dado del gas, se ligan a la especificidad de ese mercado. Esta especificidad es expresada por determinados parámetros como: La organización: mercado regulado o desregulado, monopolístico o competitivo. Los tipos de usuarios finales: industria, generación de energía eléctrica, comercios, residencial El número de vendedores, compradores, y comercializadores. La madurez. 6.3. La onda de liberalización Como en muchas industrias entre las que está incluida la industria de la energía eléctrica, actualmente existe en los mercados una onda de liberalización, la que necesariamente modifica también el desenvolvimiento de la industria del gas en las varias partes del mundo donde se da, introduciendo la dinámica de la competencia en una industria caracterizada tradicionalmente por su rigidez y conservadurismo. Esta tendencia, en curso hacia la liberalización, que comenzó en los Estados Unidos, está pasando por diferentes etapas en los diversos mercados, golpeando duramente a los monopolios establecidos y forzando a la industria del gas natural a ser cada vez más sensible a las necesidades del cliente y a las fuerzas del mercado. El movimiento de la regulación a la desregulación se ha presentado típicamente de la manera siguiente: Las raíces de la regulación descansan en los altos costos de las grandes infraestructuras, redes de tuberías de gas o redes de cables de electricidad, por ejemplo, ya que sería demasiado aventurado para las compañías privadas construirlas sin la garantía del gobierno para recuperar la inversión. El gobierno, por lo tanto, garantiza una rentabilidad concediendo a determinada compañía una licencia monopólica en un área geográfica específica. Para proteger a los consumidores, el gobierno interviene regulando el precio. 27

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008 En este escenario las compañías tienen un menor incentivo para adoptar nuevas tecnologías y prácticas de gerencia que ahorren costos al tener los beneficios garantizados, virtualmente bajo contrato. Los grandes usuarios del servicio se dan cuenta que podrían pagar menos si ellos mismos se proporcionaran el servicio, si usaran mejores tecnológicas o aplicaran mejores prácticas de gerencia, con lo que presionan para la reducción de precios. Las agencias del estado, impacientes en introducir más eficacia en el sistema y bajar el precio del servicio, abren partes del servicio a la competencia de las compañías. La desregulación describe así un cambio a través del cual muchas compañías compiten para ofrecer productos y servicios que, previamente, bajo regulación, fueron ofrecidos a través de una compañía controlada. El primer paso en la desregulación es hacer que esta compañía individualice o separe sus servicios en partes, algunas abiertas a la competencia mientras que otras no. La desregulación del gas natural y la electricidad, según lo previsto, actualmente en los Estados Unidos de Norte América y en otras partes del mundo no involucra los cables y las tuberías a través de los cuales los clientes reciben los servicios. Los cables y tuberías siguen siendo controlados (regulados), pero muchas compañías competirán para vender el producto, sea éste electricidad o gas natural. 6.4. La industria del gas natural en Estados Unidos de Norte América (EE.UU. de N.A.) Hasta hace sólo 25 años en EE.UU. de N.A., la estructura de la industria del gas natural era algo simple. Los productores del hidrocarburo exploraban para producir y vender gas natural a las compañías transportistas (propietarias de las tuberías o gasoductos). Estas compañías transportaban el gas y lo vendían a los monopolios locales de la distribución del gas natural. Por lo tanto, las empresas de servicio público (utilities) eran las que vendían el gas a los clientes. Posteriormente el gobierno federal concedió licencias exclusivas para el transporte de punto a punto, con el objeto de promover la construcción de tuberías inter-estatales necesarias para conseguir que el gas de las áreas de producción llegue a los mercados. Reguló el precio al cual los productores podían vender su gas a las compañías dueñas de los gasoductos inter-estatales, y también reguló el precio al cual las compañías de transporte podían vender el gas a las empresas de servicio público locales. Alternadamente, el estado y las agencias gubernamentales locales regularon el precio que las empresas de servicio público locales del gas natural podrían cargar a sus clientes. En el año 1978, el Congreso de los EE.UU. de N.A. comenzó un proceso que terminó con el control federal sobre el precio del gas en el pozo. Las nuevas reglas pretendían estimular al mercado y al sistema y, además, cambió a las diversas agencias reguladoras 3. En 1985, con la Orden 436, el Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) estableció un programa voluntario que animó a los dueños de las tuberías de gas natural a que fueran portadoras de acceso abierto del gas comprado directamente por los usuarios a los productores. Con esta orden comenzó la separación de las funciones del comercio y del transporte por las tuberías, e inició la reforma de la estructura reguladora en la industria del gas natural. 3 La Comisión Federal Reguladora de la Energía (FERC) es la agencia que regula el gas natural de un estado a otro. Las Comisiones Reguladoras de las empresas de servicios públicos, son agencias reguladoras para las empresas de servicios público locales del gas natural que exceden la jurisdicción de la FERC. 28

El gas natural en el mundo En 1992, el FERC pone fin al papel tradicional del intermediario en las tuberías y permitió a todos los suministradores de gas natural competir por los compradores en igualdad de condiciones. Los transportistas fueron requeridos a individualizar sus ventas del gas, sus servicios de transporte y de almacenaje, los cuales eran ofrecidos como un paquete, por lo que tuvieron que ofrecer y poner precio a estos servicios en forma separada. La regla del FERC, conocida como Orden 636, también desmontó los elementos monopolizados de las ventas del servicio del gas y abrió el mercado a suministradores de gas natural no regulados. Gráfico Nº 1.18 Estructura típica del mercado de Gas Natural en USA Productores de Gas Natural Compañía Transportista Grandes Consumidores Industriales Compañía Distribuidora Local Consumidor Residencial Consumidor Comercial Generadores Eléctricos Comercializadores de Gas Natural Pequeño Consumidor Industrial Estos cambios del orden público introdujeron las fuerzas competitivas que dieron lugar a ahorros para todas las clases de consumidores del gas natural. Los precios medios del gas natural, al por menor, disminuyeron en 26% entre los años 1978 y 1995. En dicho periodo el precio pagado por todas las categorías de clientes declinó desde un 37% para los de la categoría industria hasta un 16% para los clientes residenciales. El incremento de la eficiencia es un factor significativo que conduce a precios bajos. Con tecnología mejorada, racionalidad de las operaciones y otros cambios, las empresas de servicios públicos del gas natural en los EE.UU. de N.A. mejoraron el servicio, incrementando sus clientes en un 18% con 15% menos empleados, entre los años 1987 y 1995. Cada día un número creciente de consumidores tiene la oportunidad de comprar el servicio de gas natural sobre una base individualizada. Asimismo, casi todas las empresas eléctricas de servicio público y los clientes industriales ahora tienen la opción de comprar el gas natural a un tercero. 29