Diagnóstico y estrategia de desarrollo de largo plazo del sector gas<br />Guillermo Perry<br />Alberto Brugman<br /...
CONTENIDO<br />Introducción<br />La participación creciente del gas en el consumo de energéticos a nivel global y nacional...
3<br />LA PARTICIPACIÓN CRECIENTE DEL GAS EN EL CONSUMO DE ENERGÉTICOS<br />
Consumo de energéticos a nivel mundial tendencias y proyecciones <br />4<br />Fuente: International Energy Agency, Key Ene...
El mercado internacional del GNL<br />5<br />Mercado GNL a nivel mundial<br />
La importancia creciente de los gases no convencionales<br />China, Canadá  y EEUU<br />Producción de gas natural en el mu...
7<br />Tendencias nacionales:  crecimiento de la participación del gas en el consumo final de energía <br />Proyección dem...
8<br />Crecimiento continuo del consumo de gas en el sector industrial, residencial y GNV; pero alta volatilidad en el con...
9<br />ENTRE LA ESCASEZ Y LA ABUNDANCIA <br />POTENCIAL DE LARGO PLAZO<br />¿COLOMBIA, UN PAÍS EXPORTADOR O IMPORTADOR DE ...
Percepción actual de escasez Causas y posibles consecuencias<br />Causas Varias:<br />Racionamiento reciente y su manejo: ...
Se encarecen los costos unitarios  del transporte y se reduce aun más la demanda.
Hay menores incentivos a exploración y desarrollo.</li></li></ul><li>En contraste con el potencial de reservas y recursos ...
Y con el potencial de gases no convencionales en el largo plazo<br />12<br />Fuente: AgenciaNacional de Hidrocarburos<br />
El nivel actual de exploración hace probable el descubrimiento de nuevas reservas de gas convencional<br />13<br />Fuente:...
Proyección de escenarios(con modelacion conjunta de los sectores electrico y gas y“feedbackloops” entre oferta, precios y ...
Resultados escenarios: demanda, oferta nacional y fecha a partir de la cual se requieren importaciones permanentes.<br />1...
Proyecciones de precios domesticos:diferencias mayores entre los escenarios en que el pais requiere importaciones permanen...
Diferencias de elasticidades precios de demanda por sectores: el consumo industrial se reduce significativamente en los es...
Perdida de demandapotencial en el EscenarioBajo: preciosdeterminadosporimportacionespermanentes.<br />18<br />
Conclusiones de los estimativos de elasticidades precio de la demanda<br />Los resultados econométricos y los de precios d...
Escenario BajoFuentes actuales<br />20<br />
Escenario Medio Incluyendo Gas Metano de Carbon de La Loma <br />21<br />
Escenario AltoDescubrimientos esperados Caribe<br />22<br />
23<br />Recomendación 1 Incentivar la búsqueda de gas con perspectivas de exportación <br />Plena libertad de exportación,...
Interrumpibildad bajo condiciones hidrológicas adversas: compensaciones adecuadas.</li></ul>Decreto 2730 de 2010 avanza en...
Estipula una compensación por interrumpibilidad igual al precio del sustituto más económico del importador, que puede resu...
Recomendación 2Promover la exploración y desarrollo de gases no convencionales<br />El Ministerio y la CREG deben adaptar ...
Recomendación 3 Despejar la incertidumbre para el mercado doméstico<br />Adoptar soluciones diferentes a las necesidades d...
27<br />LA NECESIDAD DE HOLGURA PARA ATENDER LA VOLATILIDAD DE LA DEMANDA DEL SECTOR ELÉCTRICO<br />
28<br />La alta volatilidad de la demanda de gas del sector eléctrico<br />Consumo histórico de gas en generación eléctric...
Evaluaciónpreliminar  e indicativade alternativas de suministro de gas flexible<br />SerieTípica<br />Demanda de Gas paraE...
Estructura de costosindicativosparalasopciones de almacenamiento<br />30<br />
Estructura de costosindicativosparalasopciones de importación de GNL (Cartagena)<br />31<br />
Estructura de costosindicativospara la opción de importación de gas flexible desde Venezuela (a precio de Fuel Oil)<br />3...
Opciones: pros y contras<br />Sustitución temporal de consumos contratados en firme por refinerías e industrias: a costo F...
Yacimientos en producción: problemas técnicos, alto costo de oportunidad, dificultades para estimar costo marginal - atrac...
En plantas de regasificación o satélites: alto costo de inversión vs. ventajas de cercanía a centros de consumo (redespach...
Recomendaciones<br />CREG<br />Facilitar alternativas para garantizar firmeza en plantas a gas y acceder a cargos de confi...
36<br />PODER DE MERCADO E INTEGRACIÓN INTERNACIONAL <br />
Transición a precios determinados por integración internacional<br />37<br />Precio regulado de Guajira vs. net back de ex...
Control de poder de mercadoIntegración internacional <br />38<br />Exportaciones<br /><ul><li>Potencial para mitigar el po...
Requiere definiciones:
¿Quién invierte en infraestructura para la importación? No deben ser productores con posicion dominante en el mercado.
¿Cómo se remuneran estas inversiones? Cargos fijos equivalentes a costos fijos y cargos variables para los costos variables.
Conveniencia de realizar estas inversiones debe ser evaluada con estudios de pre-factibilidad de las opciones alternativas...
Efectividad potencial: Sujeta a diseño adecuado de la subasta. Inefectiva en situaciones de escasez de oferta o si se come...
Riesgos:Por su complejidad, el buen diseño de la subasta plantea un reto sustancial. La probabilidad de lograr un mecanism...
La CREG y el MME deben sopesar cuidadosamente los beneficios y riesgos antes de adoptar una decision final, que debe inclu...
41<br />Control de poder de mercado Soluciones transitorias<br /><ul><li>Subastas simultáneas de liberación de capacidad -...
Comprador institucional único (muy intrusiva: no la recomendamos)<br />Efectividad potencial: potencialmente efectiva, per...
Regulación de precios: Intrusiva: no es buena señal volver a regular precios que hoy están libres <br />Efectividad potenc...
Efectividad potencial: efectividad sujeta a fortaleza de la autoridad de competencia o a mecanismo que permita usar desvío...
Riesgos: un precio de referencia mal fijado puede desincentivar las inversiones en exploración y el buen desarrollo del se...
Efectividad potencial: efectiva para moderar formas de ejercicio de poder de mercado diferentesa la fijación de precios ex...
Riesgos: restar flexibilidad al mercado. Por ello es deseable limitar la estandarización de los contratos al mínimo necesa...
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Presentación Diagnóstico y estrategia de desarrollo de largo plazo del sector gas en Colombia. Asesor Guillermo Perry

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  • Estas tendencias están basadas en varios hechos:El gas natural es un recurso de bajo costo de producción y alta eficiencia de consumo en comparación con otros energéticosEn países productores o con suministro de países vecinos, el gas ha resultado tradicionalmente muy competitivo en diversos usos en todos los sectores: residencial (cocción, calentamiento de agua, enfriamiento y calefacción ambiental), industrial y comercial (generación de vapor, calor y enfriamiento), transporte (GNV) y generación eléctrica.El rápido desarrollo del GNL está creando un mercado mundial de gas que permite su uso masivo a países y regiones a los cuales resultaba imposible o muy costoso abastecer a través de gasoductos.( Gráfico 1.2)
  • Con el desarrollo masivo de recursos de gas no convencional (“tight” gas, “ shale gas” –“ gas de esquistos”- y “gas metano de carbón”) las reservas de gas se están multiplicando con rapidez y se distribuirán entre un mayor número de países y regiones. Así, por ejemplo, las reservas de gas en EEUU han aumentado en 50% en la última década gracias al desarrollo de estas fuentes no convencionales, como consecuencia de avances tecnológicos en perforación horizontal y fraccionamiento hidráulico. Se espera que la producción de gases no convencionales represente el 26% de la producción de gas en U.S. en el 2035, el 63% en Canadá y el 56% en China (IEO2010 Caso de Referencia). Ver Gráfico 1.3
  • La tendencia a un uso creciente del gas natural en la canasta de energéticos se ha observado también en Colombia y se prevé que continúe en un futuro, siempre y cuando no haya cuellos de botella en el suministro. Ver Gráfico 1.6
  • Colombia ha sido particularmente exitoso en crear una amplia red nacional de gasoductos con participación del sector público y privado y en la penetración del gas natural en el sector residencial, industrial y comercial y de transporte.
  • Las reservas de petróleo y gas en Colombia se han mantenido relativamente estancadas en la última década. Si bien la mayor parte de la actividad exploratoria se orienta más a la búsqueda de petróleo, dada su mayor rentabilidad, es probable que haya aumentos modestos o importantes de nuevas reservas de gas natural. En efecto, la mayoría de las cuencas en donde se está llevando a cabo una mayor actividad exploratoria son en general ricas en gas asociado (Llanos Orientales, Valle del Magdalena) o gas libre (Costa Caribe). De hecho, los escenarios de hallazgos con que trabajan la ANH y la UPME, incluyen siempre uno con “sesgo” al gas. Esto no debe sorprender, pues, de hecho, las reservas encontradas de gas representan más del 40% de las reservas remanentes de hidrocarburos, expresadas en millones de barriles equivalentes de crudo. Ver Gráfico 1.11 UPME, Cadena del Petróleo, 2009
  • Nuestro país posee recursos suficientes para cubrir ampliamente las proyecciones de demanda doméstica potencial a largo plazo.Según estos estimativos los recursos recuperables de gas natural por descubrir pueden ascender a un valor medio esperado superior a los 35 Tera pies cúbicos y un rango máximo posible de hasta 75 Tera pies cúbicos (frente a 4 de reservas hoy probadas y 2 probables) y los de gases no convencionales a cerca 50 Tera pies cúbicos No entiendoSi el país tiene éxito en convertir en reservas probadas los recursos de CBM ya estudiados en el área de La Loma y el valor medio esperado de los recursos estimados en la cuenca del Caribe, se convertiría en exportador neto durante un periodo prolongado, como indica el Escenario Alto en el Gráfico 1.10
  • CorregirizquierdaPor eso la prioridad de la política de gas debe ser la de incentivar la exploración y desarrollo de los recursos potenciales de gas natural convencional y no convencional y de levantar las trabas que hoy desestimulan o la impidenLo anterior indica que, en cualquier caso, el país deberá integrarse más al comercio internacional de GNL, bien sea como exportador neto, con o sin importaciones ocasionales, o como importador neto. Este hecho indica que los precios domésticos se equipararan, más tarde o más temprano, a los precios internacionales del GNL; bien sea a los precios FOB de exportación (“net back”), si el país logra aprovechar bien su potencial de exportador neto, o a los precios CIF de importación, si no lo logra. Por esta razón parece prudente llevar a cabo un estudio de pre-factibilidad de facilidades de importación y almacenamiento de GNL y una planta de regasificación, como lo propone el proyecto de Decreto que ha circulado el MME. Estas importaciones ocasionales podrían ser atendidas mediante contratos de opción con barcos con plantas de regasificación, si se comprueba su confiabilidad. En adición, podría convenir en todo caso invertir en una planta pequeña de regasificación con almacenamiento en tierra para resolver problemas de redespacho, como se discute más abajo.. Por tanto, recomendamos que en efecto se proceda al estudio de pre factibilidad, pero simultáneamente se adopten políticas de libertad de exportación y desarrollo del mercado domestico y se levante la congelación actual de áreas para gases no convencionales, adoptando un régimen que facilite y estimule su exploración y desarrollo.
  • Las recomendaciones del Informe de Frontier en esta materia, recogidas en el Proyecto de Decreto circulado recientemente por el MME, con algunos ajustes menores, pueden servir de base para el establecimiento de una política de estíimulo a la exploración y desarrollo de reservas para la exportación. Convendría poner un plazo máximo a la aprobación o denegación de permisos de exportación por parte del MME, transcurrido el cual se entendería como aprobado.En tercer lugar, resulta urgente promover la exploración y desarrollo de los ingentes recursos potenciales de gases no convencionalesLa ANH ha mantenidocongeladas las áreas de exploración desde el 2005, en el caso del gas metano de carbón, y desde el 2007, en el del gas de esquistos, mientras define el marco contractual (especialmente en lo que hace a las regalías, al tamaño de las áreas y a los periodos de evaluación, que requieren ser adaptados a las características de estos recursos) y el MME y la CREG definen el marco regulatorio de operación (los procedimientos para coordinar actividades en áreas donde se superponen licencias de explotación minera y de gases no convencionales, asi como para ofertar el gas de estos yacimientos), como se explica luego. Este largo periodo de indefinición ha tenido paralizada la búsqueda y desarrollo de estos enormes recursos potenciales, mientras otros países promueven activamente su exploración y desarrollo. Urge definir el marco contractual y regulatorio, levantar la congelación de áreas y llevar a cabo una promoción activa mediante rondas de licitación. Parece igualmente necesario que simultáneamente se despejen los cuellos de botella que hoy en día están limitando la exploración y desarrollo de recursos potenciales de gas natural convencional y no convencional y reevaluar al cabo de un periodo prudencial (dos o tres años), a la luz de los resultados de la nueva política de estímulo a la exploración y desarrollo, la real necesidad y dimensión de esta inversión, para evitar un eventual sobrecosto innecesario para el sistema y los usuarios del gas
  • El Gráfico 1.14 muestra la gran volatilidad que ha tenido el consumo de gas natural para generación de electricidad en el país entre 1997 y el 2010
  • Como se indica en el Gráfico 1.13, es posible que el tránsito de precios no sea traumático, como quiera que las proyecciones actuales sugieren que el precio regulado de la Guajira estará en un nivel intermedio entre el net back de exportación o al CIF de Importación.
  • Como se indica en el Gráfico 1.13, es posible que el tránsito de precios no sea traumático, como quiera que las proyecciones actuales sugieren que el precio regulado de la Guajira estará en un nivel intermedio entre el net back de exportación o al CIF de Importación.
  • Como se indica en el Gráfico 1.13, es posible que el tránsito de precios no sea traumático, como quiera que las proyecciones actuales sugieren que el precio regulado de la Guajira estará en un nivel intermedio entre el net back de exportación o al CIF de Importación.
  • Como se indica en el Gráfico 1.13, es posible que el tránsito de precios no sea traumático, como quiera que las proyecciones actuales sugieren que el precio regulado de la Guajira estará en un nivel intermedio entre el net back de exportación o al CIF de Importación.
  • Como se indica en el Gráfico 1.13, es posible que el tránsito de precios no sea traumático, como quiera que las proyecciones actuales sugieren que el precio regulado de la Guajira estará en un nivel intermedio entre el net back de exportación o al CIF de Importación.
  • Como se indica en el Gráfico 1.13, es posible que el tránsito de precios no sea traumático, como quiera que las proyecciones actuales sugieren que el precio regulado de la Guajira estará en un nivel intermedio entre el net back de exportación o al CIF de Importación.
  • Como se indica en el Gráfico 1.13, es posible que el tránsito de precios no sea traumático, como quiera que las proyecciones actuales sugieren que el precio regulado de la Guajira estará en un nivel intermedio entre el net back de exportación o al CIF de Importación.
  • Presentación Diagnóstico y estrategia de desarrollo de largo plazo del sector gas en Colombia. Asesor Guillermo Perry

    1. 1.        Diagnóstico y estrategia de desarrollo de largo plazo del sector gas<br />Guillermo Perry<br />Alberto Brugman<br />Marcela Meléndez<br />Pablo Roda <br />Naturgas<br />Diciembre de 2010<br />1<br />
    2. 2. CONTENIDO<br />Introducción<br />La participación creciente del gas en el consumo de energéticos a nivel global y nacional.<br />2. Entre la escasez y la abundancia<br />Percepciones de escasez en el corto plazo.<br />Potencial de largo plazo: ¿país exportador? <br />La necesidad de holgura para atender la volatilidad de la demanda del sector eléctrico<br />Integración internacional y poder de mercado<br />Largo plazo y tránsito.<br />5. De la planeación centralizada a la regulación para un mercado maduro y competitivo: cómo restablecer el balance.<br />2<br />
    3. 3. 3<br />LA PARTICIPACIÓN CRECIENTE DEL GAS EN EL CONSUMO DE ENERGÉTICOS<br />
    4. 4. Consumo de energéticos a nivel mundial tendencias y proyecciones <br />4<br />Fuente: International Energy Agency, Key Energy Statistics, 2009<br />
    5. 5. El mercado internacional del GNL<br />5<br />Mercado GNL a nivel mundial<br />
    6. 6. La importancia creciente de los gases no convencionales<br />China, Canadá y EEUU<br />Producción de gas natural en el mundo<br />Fuente: EIA, International Energy Outlook, PPW, Slide 13 <br />6<br />
    7. 7. 7<br />Tendencias nacionales: crecimiento de la participación del gas en el consumo final de energía <br />Proyección demanda final de energía <br />Fuente: UPME, Cadena del Petróleo, 2009<br />
    8. 8. 8<br />Crecimiento continuo del consumo de gas en el sector industrial, residencial y GNV; pero alta volatilidad en el consumo del sector eléctrico<br />Crecimiento del consumo de gas por sectores  <br />Composición generación eléctrica Enero-Abril 2009<br />Composición generación eléctrica Enero-Abril 2010<br />
    9. 9. 9<br />ENTRE LA ESCASEZ Y LA ABUNDANCIA <br />POTENCIAL DE LARGO PLAZO<br />¿COLOMBIA, UN PAÍS EXPORTADOR O IMPORTADOR DE GAS?<br />
    10. 10. Percepción actual de escasez Causas y posibles consecuencias<br />Causas Varias:<br />Racionamiento reciente y su manejo: incumplimiento de contratos y reducción forzada del consumo industrial!.<br />Decreto 2687 del 2008y declaratorias de gas: no hay gas en firme para renovar los contratos actuales a su vencimiento (2013)!<br />El gas no convencional no se toma en cuenta.<br />Anuncios de política:<br />No más plantas termoeléctricas a gas.<br />Cambio radical regulación: incertidumbre.<br />10<br />Consecuencias: profecía autocumplida?<br /><ul><li>Se frena la expansión del mercado.
    11. 11. Se encarecen los costos unitarios del transporte y se reduce aun más la demanda.
    12. 12. Hay menores incentivos a exploración y desarrollo.</li></li></ul><li>En contraste con el potencial de reservas y recursos de gas convencional <br />11<br />Fuente: UPME (ANH)<br />
    13. 13. Y con el potencial de gases no convencionales en el largo plazo<br />12<br />Fuente: AgenciaNacional de Hidrocarburos<br />
    14. 14. El nivel actual de exploración hace probable el descubrimiento de nuevas reservas de gas convencional<br />13<br />Fuente: Ecopetrol, Unique story of Transformation, Growth and Strength PresentaciónLondres, Mayo 24, 2010.<br />
    15. 15. Proyección de escenarios(con modelacion conjunta de los sectores electrico y gas y“feedbackloops” entre oferta, precios y demanda)<br />Fuente: Cálculos Capítulo 2<br />14<br />
    16. 16. Resultados escenarios: demanda, oferta nacional y fecha a partir de la cual se requieren importaciones permanentes.<br />15<br />
    17. 17. Proyecciones de precios domesticos:diferencias mayores entre los escenarios en que el pais requiere importaciones permanentes y en el que es exportador neto<br />16<br />
    18. 18. Diferencias de elasticidades precios de demanda por sectores: el consumo industrial se reduce significativamente en los escenarios de precios altos.<br />17<br />Demanda Agregada<br />Demanda Residencial<br />Demanda Industrial<br />Demanda Comercial<br />
    19. 19. Perdida de demandapotencial en el EscenarioBajo: preciosdeterminadosporimportacionespermanentes.<br />18<br />
    20. 20. Conclusiones de los estimativos de elasticidades precio de la demanda<br />Los resultados econométricos y los de precios de indiferencia permiten afirmar que los consumos residenciales son inelásticos (-0.12) y los industriales muy elásticos (-1.96). <br />Es importante hacer un esfuerzo por asegurar el suministro doméstico de gas para evitar precios elevados determinados por importaciones permanentes que reduzcan la penetración del Gas Natural.<br />Una menor demanda implica financiar los costos fijos de toda la cadena con base en precios unitarios más altos, lo que deprime aún más la demanda.<br />19<br />
    21. 21. Escenario BajoFuentes actuales<br />20<br />
    22. 22. Escenario Medio Incluyendo Gas Metano de Carbon de La Loma <br />21<br />
    23. 23. Escenario AltoDescubrimientos esperados Caribe<br />22<br />
    24. 24. 23<br />Recomendación 1 Incentivar la búsqueda de gas con perspectivas de exportación <br />Plena libertad de exportación, siempre que:<br /><ul><li>R/P>7 años (o cifra revisada), medido con estándares internacionales.
    25. 25. Interrumpibildad bajo condiciones hidrológicas adversas: compensaciones adecuadas.</li></ul>Decreto 2730 de 2010 avanza en dirección correcta, pero…<br /><ul><li>Deja abierta la posibilidad de negar autorizaciones por razones no previstas explícitamente, lo que mantiene un grado inconveniente de discrecionalidad.
    26. 26. Estipula una compensación por interrumpibilidad igual al precio del sustituto más económico del importador, que puede resultar muy baja.</li></li></ul><li>Recomendación 2Promover la exploración y desarrollo de gases no convencionales<br />El decreto 2730 del 2010 recogió la mayor parte de las recomendaciones de nuestro Informe de Progreso.<br /> La UPME debe incorporar plenamente estos recursos en los planes indicativos del sector.<br /> La ANH debe descongelar pronto las áreas promisorias de gases no convencionales como lo dispone el decreto 2730 del 2010, clarificando su marco contractual con respecto a regalías (nivel intermedio entre explotaciones de gas convencional on shore y off shore?), tamaño de áreas (mas extensas) y periodos de evaluación (mas largos).<br />24<br />
    27. 27. Recomendación 2Promover la exploración y desarrollo de gases no convencionales<br />El Ministerio y la CREG deben adaptar pronto las regulaciones para tomar en cuenta sus características específicas, como lo dispone el decreto 2730 del 2010:<br />Se debe poder comprometer cantidades crecientes en firme, así no haya capacidad inicial suficiente.<br />Se requieren contratos no interrumpibles por el lado de la demanda. No sirve el “takeorpay”.<br />No se pueden atender demandas volátiles con gases no convencionales (como las de plantas térmicas que no se despachen en la base del sistema).<br />Se deben permitir negociaciones bilaterales (eximir de subastas de liberación de capacidad).<br />Se deben establecer procedimientos expeditos para coordinar las actividades de los concesionarios de licencias de carbón y de gas metano asociado al carbón.<br />25<br />
    28. 28. Recomendación 3 Despejar la incertidumbre para el mercado doméstico<br />Adoptar soluciones diferentes a las necesidades de firmeza en el sector eléctrico (desarrollando las disposiciones de los decretos del 2010). Ver abajo<br />Facilitar la declaración y contratación de gas en firme para consumos regulares.<br />Clarificar las señales de política a largo y mediano plazo: documento CONPES, Plan de Desarrollo , revisión de los decretos del 2010.<br />Desarrollo gradual y consultado del nuevo marco regulatorio.<br />26<br />
    29. 29. 27<br />LA NECESIDAD DE HOLGURA PARA ATENDER LA VOLATILIDAD DE LA DEMANDA DEL SECTOR ELÉCTRICO<br />
    30. 30. 28<br />La alta volatilidad de la demanda de gas del sector eléctrico<br />Consumo histórico de gas en generación eléctrica (GBTUD)<br />
    31. 31. Evaluaciónpreliminar e indicativade alternativas de suministro de gas flexible<br />SerieTípica<br />Demanda de Gas paraElectricidadutilizadapara los estimativospreliminares<br />Flujos y “Stock” de gas almacenado: resultado de lassimulacionespreliminares<br />29<br />Fuente: procesamiento de los consultores de los resultados del MPODE<br />Fuente: Procesamiento de los consultores<br />
    32. 32. Estructura de costosindicativosparalasopciones de almacenamiento<br />30<br />
    33. 33. Estructura de costosindicativosparalasopciones de importación de GNL (Cartagena)<br />31<br />
    34. 34. Estructura de costosindicativospara la opción de importación de gas flexible desde Venezuela (a precio de Fuel Oil)<br />32<br />
    35. 35. Opciones: pros y contras<br />Sustitución temporal de consumos contratados en firme por refinerías e industrias: a costo Fuel Oil 6 (US$ 14/MBTU neto de impuestos). Solución parcial: Hasta unos 40 GBTUD hoy en día? <br />33<br />Uso de líquidos: principalmente Fuel Oil 2 a US$ 18/MBTU (neto de impuestos). Solución parcial: Hasta unos 200 GBTUD hoy en día? Volumenes mayores requierenCostos fijos adicionales y resolver problemas logísticos (por estudiar)<br />Almacenamiento<br /><ul><li>Yacimientos agotados: problemas técnicos y alto costo financiero: US$ 29/MBTU en Costa, US$ 26/MBTU en Magdalena Medio y US$ 49 /MBTU en el Sur) – incluyendo el costo del gas en boca de pozo (4.5USD/MBTU), el costo de oportunidad del recurso y costos de capacidad de transporte e infraestructura de almacenamiento. Solución parcial, especialmente para Magdalena Medio?
    36. 36. Yacimientos en producción: problemas técnicos, alto costo de oportunidad, dificultades para estimar costo marginal - atractivo bajo.
    37. 37. En plantas de regasificación o satélites: alto costo de inversión vs. ventajas de cercanía a centros de consumo (redespachos). Atractiva solo en caso de importaciones permanentes. Mas atractiva para plantas en la Costa Atlantica</li></li></ul><li>Opciones: pros y contras<br />Importaciones ocasionales<br />Venezuela: bajo costo (a precio de Fuel Oil 6 a US$ 14/MBTU ) vs. confiabilidad.<br />GNL y plantas de regasificación en tierra: alto costo de inversión.<br />GNL y barcos con plantas de regasificación en la Costa Norte: <br />Alquiler Barco: costo intermedio pero ¿cuál es la confiablilidad de los contratos de opción?<br />Barco propio: alquilado a otros en épocas normales.<br />US$ 20/MBTU en Costa, US$ 24/MBTU en Magdalena Medio, US$37/MBTU en el Sur, incluyendo el precio Henry Hub (US$ 6/MBTU), Prima Flexibilidad (US$ 4/MBTU) ycostos de capacidad de transporte e infraestructura de importación.<br />¿Importación de GNL por el Pacíficopara el Sur? Requiereestudiosadicionales<br />34<br />
    38. 38. Recomendaciones<br />CREG<br />Facilitar alternativas para garantizar firmeza en plantas a gas y acceder a cargos de confiabilidad (proyecto de resolucion para la alternativa de gas importado). <br />Plantas a gas no pueden adquirir gas en firme en las subastas (en caso de optar por esta alternativa) en exceso de su factor de carga habitual.<br />Transporte: los cargos fijos (por capacidad contratada) deben remunerar todos los costos fijos y los cargos variables (por capacidad usada) los costos variables.<br />¿Relocalizar (si es necesario con subsidios por una sola vez) las plantas a gas del centro y sur del país? Requiere estudios adicionales<br />UPME<br />Estudios beneficio/costo y prefactibilidad opciones.<br />Decreto MME<br />Adecuarplazosparaestudiosyregulaciones.<br />35<br />
    39. 39. 36<br />PODER DE MERCADO E INTEGRACIÓN INTERNACIONAL <br />
    40. 40. Transición a precios determinados por integración internacional<br />37<br />Precio regulado de Guajira vs. net back de exportación y CIF de importación<br />Fuente: Proyección Media precios EIA (2010) y procesamiento de los consultores<br />
    41. 41. Control de poder de mercadoIntegración internacional <br />38<br />Exportaciones<br /><ul><li>Potencial para mitigar el poder de mercado. Tope bajo: precio FOB de exportación. Sólo es posible en el Escenario Alto.</li></ul> Importaciones<br /><ul><li>Potencial para mitigar el poder de mercado. Tope alto: precio CIF de Importación. Sólo conviene cuando haya necesidad de importaciones permanentes, en razón al tope alto a los precios domésticos y a los riesgos de contar con una infraestructura costosa que pueda eventualmente ser subutilizada gravando innecesariamente a los consumidores.
    42. 42. Requiere definiciones:
    43. 43. ¿Quién invierte en infraestructura para la importación? No deben ser productores con posicion dominante en el mercado.
    44. 44. ¿Cómo se remuneran estas inversiones? Cargos fijos equivalentes a costos fijos y cargos variables para los costos variables.
    45. 45. Conveniencia de realizar estas inversiones debe ser evaluada con estudios de pre-factibilidad de las opciones alternativas para la importación de gas (UPME). </li></li></ul><li>39<br />Control de poder de mercado Soluciones transitorias<br /><ul><li>Subastas simultáneas de liberación de capacidad
    46. 46. Efectividad potencial: Sujeta a diseño adecuado de la subasta. Inefectiva en situaciones de escasez de oferta o si se comercializa a través de este mecanismo una porción minoritaria del gas disponible. El gas de regalias debe ser comercializado por productores minoritarios.
    47. 47. Riesgos:Por su complejidad, el buen diseño de la subasta plantea un reto sustancial. La probabilidad de lograr un mecanismo que en efecto contribuya a que el gas se transe a precios similares a los de un mercado competido debe sopesarse contra la probabilidad de introducir incertidumbre al mercado, paralizándolo temporalmente, con los costos que esto puede representar.
    48. 48. La CREG y el MME deben sopesar cuidadosamente los beneficios y riesgos antes de adoptar una decision final, que debe incluir la posibilidad de no usar este mecanismo (modificando los Decretos del 2010).</li></li></ul><li>40<br />Control de poder de mercado Soluciones transitorias<br /><ul><li>Subastas simultáneas de liberación de capacidad - Principios básicos propuestos (Modificar los Decretos del 2010)</li></ul>Deben participar en la subasta los productores cuya capacidad de producción al momento de realización de la subasta sea igual o superior a 50,000 MBTUD. <br />Pueden participar en la subasta los productores (incluyendo a los de gases no convencionales) que a pesar de no tener capacidad de producción igual o superior a 50,000 MBTUD al momento de realización de la subasta estén dispuestos a ofertar capacidades de este nivel o superiores para rangos específicos de precios (a los que su producción se haría viable). <br />Los productores pueden presentar ofertas superiores a su capacidad actual de producción para los rangos específicos de precios a los que esta producción adicional se haría viable.<br />Las subastas deben ser simultáneas para todos los oferentes calificados.<br />
    49. 49. 41<br />Control de poder de mercado Soluciones transitorias<br /><ul><li>Subastas simultáneas de liberación de capacidad - Principios básicos propuestos (Modificar los Decretos del 2010)</li></ul>La subasta debe despejar un precio del gas firme para cada año en el horizonte de la oferta<br />Los precios del gas interrumpible deben quedar subordinados a los precios del gas en firme y ser menores que estos para transacciones con igual plazo.<br />El oferente que participe en la subasta y cuyo gas no sea asignado en su totalidad, debe poder comercializar el gas no colocado bajo las modalidades firme o interrumpible a través de contratos bilaterales a los precios a los que cierre la subasta o por debajo, o a través del mercado “spot”.<br />La CREG establecería las condiciones bajo las cuales los proyectos que se desarrollen para utilizar gas “in situ” estarían exentos de participar en la subasta.<br />
    50. 50. Comprador institucional único (muy intrusiva: no la recomendamos)<br />Efectividad potencial: potencialmente efectiva, pero de muy difícil implementación. Requiere regular tanto el proceso de compra como de asignación del comprador único. No tiene ninguna ventaja sobre la opcion de regular el precio.<br />Riesgos:un precio de compra mal fijado puede desincentivar las inversiones en exploración y el buen desarrollo del sector. El comprador podría incurrir en pérdidas que tendrían que ser cubiertas por el Estado.<br />Compradores únicos para distribución regulada y demandas térmicas<br />Efectividad potencial: potencialmente efectiva para balancear el poder de negociación en las transacciones bilaterales.<br />Riesgos:ninguno, mientras el mecanismo sea avalado por la autoridad de competencia. Es un mecanismo que puede complementar cualquier otra de las alternativas de intervención.<br />42<br />Control de poder de mercado Soluciones transitorias<br />
    51. 51. Regulación de precios: Intrusiva: no es buena señal volver a regular precios que hoy están libres <br />Efectividad potencial: alta.<br />Riesgos:un precio tope mal fijado puede desincentivar inversiones en exploración y el buen desarrollo del sector. Podría desestimular inversionistas que están explorando u operando hoy bajo expectativas de libertad de precios.<br />43<br />Control de poder de mercado Soluciones transitorias<br /><ul><li>Precios sujetos a libertad vigilada: ¡Poco intrusiva!: ésta es nuestra preferencia, pero, ¿está la SIC en capacidad de aplicarla?
    52. 52. Efectividad potencial: efectividad sujeta a fortaleza de la autoridad de competencia o a mecanismo que permita usar desvíos de precio de referencia como prueba de abuso de posición de dominio. Sugerimos utilizar equivalente al CIF de importación como señal de precios inequitativos, que debe ser desvirtuada por el productor, y equivalente al FOB de exportación como señal de alarma que puede dar origen a una investigación.
    53. 53. Riesgos: un precio de referencia mal fijado puede desincentivar las inversiones en exploración y el buen desarrollo del sector. </li></li></ul><li>44<br />Control de poder de mercado Soluciones transitorias<br /><ul><li>Redefinición de contratos
    54. 54. Efectividad potencial: efectiva para moderar formas de ejercicio de poder de mercado diferentesa la fijación de precios excesivos.
    55. 55. Riesgos: restar flexibilidad al mercado. Por ello es deseable limitar la estandarización de los contratos al mínimo necesario.
    56. 56. Es complementaria con las demás soluciones transitorias.</li></li></ul><li>45<br />Control de poder de mercado Soluciones transitorias<br /><ul><li>Redefinición de contratos - recomendaciones
    57. 57. Limitar la normalización a cláusulas que aplican a cada modalidad de contratación sobre eventos eximentes, garantías de suministro y topes máximos de días-año de interrupciones, así como de aquellas que reglamenten el pago de las compensaciones en eventos de incumplimiento.
    58. 58. Dejar en libertad a las partes para que acuerden libremente las demás condiciones contractuales.
    59. 59. No exceptar a productores de gas natural de fuentes no convencionales de la obligación de utilizar contratos “normalizados”.
    60. 60. Revisar el Parágrafo 1 del Artículo 4 para incrementar el monto de las compensaciones - el precio del sustituto más costoso puede ser insuficiente para cubrir todos los costos que representa el cambio de combustible.
    61. 61. Que la CREG de espacio a un contrato “interrumpible puro” estandarizado, reglamentando en qué casos particulares es admisible, de modo que no se reste innecesariamente flexibilidad al mercado.
    62. 62. Que la normalización aplique sólo a los nuevos contratos.</li></li></ul><li>46<br />DE LA PLANEACIÓN CENTRALIZADA A LA REGULACIÓN PARA UN MERCADO MADURO Y COMPETITIVO<br />
    63. 63. Diagnóstico: la naturaleza dual del sector gas y el cambio abrupto en su enfoque regulatorio<br />Naturaleza dual<br />Upstream<br />Parte del sector hidrocarburos: libertad de producción y comercialización internacional.<br />Pero, ha estado limitado a mercado doméstico y requiere grandes inversiones en infraestructura para su integración internacional (mayores que en el caso del petróleo, en particular para la importacion de GNL).<br />En adicion, los gases no convencionales participan de las caracteristicas del sector hidrocarburos y de la mineria.<br />47<br /><ul><li>Downstream
    64. 64. Distribución es monopolio y servicio público: ¡alta regulación!
    65. 65. Transporte es monopolio de hecho: alta regulación
    66. 66. Confiabilidad en sector eléctrico (centralmente planificada) exige inversiones de holgura en sector gas que se han dejado al mercado: ¡falta de coherencia regulatoria!
    67. 67. Historia: de la planeación central y alta integración vertical a regulación para un mercado competitivo en suministro, que no lo es, y prohibiciones muy estrictas a la integración vertical, que no tienen justificacion dada la configuracion de la red.. </li></li></ul><li>La Falta de Coherencia entre la regulacion del sector electrico y la del sector gas<br />El sector del gas se ha regulado como si se tratara de un mercado puro en el suministro y transporte, a pesar de los altos niveles de concentración en esas actividades y de su desarrollo incipiente.<br />En contraste, el sector eléctrico se ha mantenido como un mercado altamente regulado y sujeto a planeación central (de las expansiones de capacidad en transporte y confiabilidad del suministro), a pesar de ser un mercado más maduro y mas competitivo en la generación y la comercialización. <br />Estas divergencias de tratamiento han sido particularmente inconvenientes en lo que hace a los procedimientos y normas sobre garantía de confiabilidad en el sistema eléctrico, que no han tenido adecuadamente en cuenta la necesidad de inversiones de holgura en el sector gas.<br />48<br />
    68. 68. La necesidad de un Gestor Técnico Operativo: Funciones<br />Funciones Principales: <br />Centralización y provisión de información para el mejor funcionamiento del mercado: información histórica y actual sobre el mercado, patrones y balances de oferta y demanda, parámetros operativos del sistema; atención de demanda en situaciones de emergencia y racionamiento. <br />Coordinación de la operación del sistema: programación de suministro, transporte y mantenimientos; conexiones de nueva infraestructura; administración del mercado spot o de desvíos; análisis y previsión de riesgos de suministro; administración del sistema bajo condiciones de racionamiento.<br />Otras Funciones potenciales:<br />Efectuar proyecciones de las condiciones de mercado a corto plazo y apoyo a la UPME en la elaboración de proyecciones de mediano y largo plazo. <br />Ejecución, por delegación, de eventuales subastas operativas de suministro y de subastas subsidiarias de capacidad de suministro y transporte (ver luego). <br />49<br />
    69. 69. La necesidad de un Gestor Técnico Operativo:Naturaleza<br />Agencia independiente con un Consejo de Operación en el que participen tanto las autoridades como los distintos agentes del sistema.<br />Concentra debe constituir la base para su organizacion.<br />El Gestor debera actuar en estrecha coordinacion con XM, dada la incidencia que tiene la operación del sistema electrico sobre la del sector gas y viceversa, especialmente en periodos de baja hidrologia<br />Posibilidad de integrar Concentra y XM:<br />Se facilitaria en mucho la coordinacion de operación de los dos sistemas <br />XM tiene un cuerpo tecnicoidoneo con mucha experiencia e inversiones importantes en equipamiento de informacion y software que Concentra tendria que duplicar<br />El nuevo ente requeriría una estructura técnica y de gobierno balanceada entre las necesidades de los dos sectores y una estructura de propiedad en la cual ningun participante en el mercado tenga una posicion de dominio.<br />50<br />
    70. 70. Planeación indicativa y subastas subsidiarias de capacidad de suministro y transporte <br />La UPME debe elaborar planes indicativos periódicos para identificar oportunamente posibles limitantes de suministro o transporte y avanzar en el examen de alternativas de solución (análisis beneficio/costo). <br />Esta tarea resulta particularmente importante con respecto a la planeación de la holgura de suministro y transporte requerida para atender la alta volatilidad intra e inter anual de la demanda del sector eléctrico. <br />Se debe dejar en primera instancia al mercado la iniciativa de las expansiones de capacidad de suministro y transporte, incluidas nuevas alternativas, a través de procedimientos de “open season” regulados por la CREG. <br />El regulador podría otorgar exenciones de acceso cuando resulten convenientes para estimular estas iniciativas y siempre que no perjudiquen las condiciones de competencia.<br />Sin embargo, el MME debe tener la responsabilidad subsidiaria de organizar subastas de capacidad de suministro o transporte (cuya ejecución se delegue al GT) cuando los planes indicativos adviertan problemas no resueltos para el futuro cercano, en particular en lo que hace a las necesidades de holgura para atender la alta volatilidad de la demanda del sector eléctrico. <br />51<br />
    71. 71. Facilitación de la coordinación entre eslabones de la cadena: integracion vertical<br />Flexibilización de condiciones de integración vertical:<br />Idealmente: Permitir la integración vertical entre transporte y distribución o esquemas contractuales que permitan replicar sus bondades. No hay ventaja teorica alguna en prohibir la integracion vertical entre un transportador y un distribuidor que detentan ambos una posicion de monopolio, como ocurre en Colombia dada la configuracion lineal de la red. En cambio, esa situacion dificulta en mucho la coordinacion de sus inversiones.<br />Como mínimo:<br />Permitir la integracion vertical desde las fuentes de suministro hasta la puerta de entrada en troncal o puertos de exportación<br />Y para la expansión de las redes de distribución a municipios vecinos.<br />Los productores o distribuidores estarian obligados a seleccionar la alternativa más eficiente, dando la primera opción a los transportadores independientes.<br />52<br />
    72. 72. Los problemas de “by-pass”<br />La integración vertical: soluciónautomática a los problemas de bypass<br />Entre tanto: el Decreto 2730 del 2010 establece que se adoptarán reglas técnicas para determinar cuando se autoriza un “bypass” a un usuario nuevo.<br />Solo se deberia poder optar por conexión directa al sistema de transporte demostrando que esta decisión resulta en un beneficio neto para el sistema. <br />En adicion, los usuarios ya conectados a la red de un distribuidor regulado solo deberian poder optar por conexión directa al sistema de transporte después de un tiempo prudencial o mediante un “pago de salida”, para permitir que el distribuidor recupere parte de la inversión marginal asociada con la atención del usuario en cuestión y evitar que la salida de este termine por encarecer el costo de distribución para los usuarios restantes. <br />53<br />
    73. 73. Facilitación de la coordinación entre eslabones de la cadena: los nodos de transaccion<br />Nodos Virtuales: Facilitan el proceso de formacion de precios y la transparencia del mercado. Facilitan el desarrollo de subastas con la participacion simultanea de multiples productores y consumidores. Avance importante de los Decretos del 2010<br />Nodos Fisicos:<br />Ventajas: <br />Se facilita enormemente la coordinacion de las decisiones de ampliacion del suministro y el transporte.<br />Los riesgos asociados con la contratacion del transporte desde el sitio de suministro hasta el nodo fisicorecaerian sobre quien esta en mejor posicion para asumirlos<br />Problemas y Aclaraciones<br />Complejidad de la regulacion<br />La obligación de contratar capacidad hasta los nodos de consumo no implica asumir las responsabilidades operativas ni fiduciarias del transporte<br />Debe garantizarse que no se impongan mayores cargas tributarias al productor. <br />54<br />
    74. 74. Las ventajas de los nodosfisicos<br />Los grandes consumidores están localizados en un punto fijo: la contratación entre el nodo y su mercado está definida geográficamente y se puede resolver mediante un solo contrato de transporte. <br />La localización de la producción, en contraste, depende de dónde se den los hallazgos y desarrollos, lo que introduce un aspecto aleatorio a la configuración de la red, que ni puede ni debe resolver el comprador final. <br />Los productores tendrían una mayor capacidad para asumir estas responsabilidades y riesgos hasta los nodos de consumo, por cuanto son ellos quienes conocen mejor el perfil de su oferta futura. Podrían así garantizar el transporte de la totalidad de su oferta hasta uno o los dos nodos de consumo propuesto, mediante uno solo o dos contratos <br />Se evitaría así una proliferación ineficiente de contratos que hoy dificulta innecesariamente la expansión oportuna del sistema de transporte. <br />55<br />
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