Regulacion gas natural_peru

Los proyectos de gas natural
1
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

Regulación del Gas Natural en el Perú: Estado del Arte al 2008
2
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: Víctor Ormeño Salcedo
Gerente de División de Gas Natural: Luis Espinoza Quiñones
Asesor Técnico GART: Carlos Palacios Olivera
Especialistas: Daniel Hokama Kuwae
Virginia Barreda Grados
Por Teps Group
Editor Responsable: Pedro Hugo Morote
Asistente de Edición: Gladis Espinoza Cerna
Diseñador: 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, siem-
pre y cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del OSINERGMIN-GART.
ISBN: …………….

Presentación
3
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 m3
, 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,

4
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
finaleléctricaysusmecanismosdefuncionamiento,y;finalmente,enelQuintoyúltimocapítulo,
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.

Introducción
5
Introducción
El hito más importante en el tema gas natural para el país lo constituye el descubrimiento de
los yacimientos de Camisea1
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).
Enfuncióndedichosreglamentossefirmaelcontratodelsiglo(enmateriadehidrocarburos)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.

6
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.
LuegodedesarrollarelesquemabásicodeCamiseayexpedidolosreglamentoscomplementarios,
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

Introducción
7
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 detec-
tados en los clientes de alto consumo. El mensaje del marco normativo es que la distribución es

8
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.

Índice
9
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

10
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

Índice
11
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

12

El gas natural en el mundo
13
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 Tera1
m3
(6350 Tera pies
cúbicos) mientras que en el 1980 éstas eran de 84 Tera m3
, 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
Fuente: Propia
1
Tera = 1 000 000 000 000 000 = 1012
= 1 000 Gigas.
1
10
100
1,000
Tera
metros
cúbicos
Norte América Centro y SurAmérica Europa y Euro Asia Medio Oriente
Africa Asia Pací co Total

14
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
Fuente: Propia
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
Fuente: Propia
1%
10%
100%
Norte América Centro y Sur América Europa y Euro Asia
Medio Oriente Africa Asia Pací co

15
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
Fuente: Propia
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 Giga2
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 hidrocar-
buros 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 = 109
.

16
Gráfico Nº 1.5
Consumo de Gas Natural por región
Fuente: Propia
Gráfico Nº 1.6
Crecimiento del consumo de Gas Natural
Fuente: Propia
El Gráfico Nº 1.7 muestra el consumo mundial de gas natural en el año 2007, expresado
en billones de m3
.
-4%
-2%
+0%
+2%
+4%
+6%
+8%
+10%
+12%
+14%
+16%
1
9
6
5
-
1
9
7
0
1
9
7
0
-
1
9
7
5
1
9
7
5
-
1
9
8
0
1
9
8
0
-
1
9
8
5
1
9
8
5
-
1
9
9
0
1
9
9
0
-
1
9
9
5
1
9
9
5
-
2
0
0
0
2
0
0
0
-
2
0
0
5
-8%
-4%
+0%
+4%
+8%
+12%
+16%
+20%
+24%
+28%
+32%
Africa,
Asia
Pací
co
Norte América Centro y SurAmérica Europa y Euro Asia
Medio Oriente Africa Asia Pací co
0
10
20
30
40
50
60
1
9
6
5
1
9
6
7
1
9
6
9
1
9
7
1
1
9
7
3
1
9
7
5
1
9
7
7
1
9
7
9
1
9
8
1
1
9
8
3
1
9
8
5
1
9
8
7
1
9
8
9
1
9
9
1
1
9
9
3
1
9
9
5
1
9
9
7
1
9
9
9
2
0
0
1
2
0
0
3
2
0
0
5
Giga
pies
cúbicos
por
día
0
20
40
60
80
100
120
Norte
América,
Europa
y
Euro
Asia
Centro y SurAmérica Medio Oriente Africa
Asia Pací co Norte América Europa y Euro Asia

17
Gráfico Nº 1.7
Consumo mundial de gas natural en el año 2007
(Billones de m3
)
Fuente: CEDIGAZ
2. Precios del gas natural
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).
Total Mundo
Australia
Paquistán
Tailandia
Malasia
Indonesia
Corea del Sur
India
China
Japón
Asia - Oceanía
Arabia Saudita
Irán
Oriente Medio
Egipto
Argelia
África
Rumania
Turkmenistan
Kazakhstan
Bielorrusia
Uzbekistan
Ucrania
Rusia
Europa Oriental y CEI
España
Francia
Paises Bajos
Italia
Reino Unido
Alemania
Europa Occidental
Chile
Brasil
Méjico
Argentina
América Central y Sur
Canadá
Estados Unidos
América del Norte
0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 100 200 300 400 500 600 700 800
0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 100 200 300 400 500 600 700 800
649,1
742,0
92,9
190,2
44,1
59,9
19,8
4,2
524,7
84,2
91,1
83,6
39,3
46,8
35,2
658,8
423,9
66,1
n.d
16,4
90,2
26,3
31,8
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
n.d
n.d
n.d

18
Gráfico Nº 1.8
Precio del Gas Natural
Fuente: Propia
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.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
,
9
8
4
1
,
9
8
6
1
,
9
8
8
1
,
9
9
0
1
,
9
9
2
1
,
9
9
4
1
,
9
9
6
1
,
9
9
8
2
,
0
0
0
2
,
0
0
2
2
,
0
0
4
US$
/
millón
de
BTU
Japón Unión Europea UK Henry Hub Alberta OECD

19
Gráfico Nº 1.9
Producción de Gas Natural en el mundo (Giga m3
)
Fuente: Propia
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
Fuente: Propia
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
1
,
9
7
0
1
,
9
7
2
1
,
9
7
4
1
,
9
7
6
1
,
9
7
8
1
,
9
8
0
1
,
9
8
2
1
,
9
8
4
1
,
9
8
6
1
,
9
8
8
1
,
9
9
0
1
,
9
9
2
1
,
9
9
4
1
,
9
9
6
1
,
9
9
8
2
,
0
0
0
2
,
0
0
2
2
,
0
0
4
Giga
m
3
0
10
20
30
40
50
60
Años
Producción Ratio R/P concrecimiento
-1%
+0%
+1%
+2%
+3%
+4%
+5%
+6%
+7%
+8%
+9%
+10%
1
,
9
7
0
1
,
9
7
2
1
,
9
7
4
1
,
9
7
6
1
,
9
7
8
1
,
9
8
0
1
,
9
8
2
1
,
9
8
4
1
,
9
8
6
1
,
9
8
8
1
,
9
9
0
1
,
9
9
2
1
,
9
9
4
1
,
9
9
6
1
,
9
9
8
2
,
0
0
0
2
,
0
0
2
2
,
0
0
4
Tasa Anual Tasa Media Móvil (5 años)

20
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
Fuente: Propia
Gráfico Nº 1.12
Crecimiento del Gas Natural en Norte América
Fuente: Propia
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1
,
9
7
0
1
,
9
7
2
1
,
9
7
4
1
,
9
7
6
1
,
9
7
8
1
,
9
8
0
1
,
9
8
2
1
,
9
8
4
1
,
9
8
6
1
,
9
8
8
1
,
9
9
0
1
,
9
9
2
1
,
9
9
4
1
,
9
9
6
1
,
9
9
8
2
,
0
0
0
2
,
0
0
2
2
,
0
0
4
Giga
m
3
0
3
6
9
12
15
18
21
24
27
Años
Producción Ratio R/P con crecimiento
-10%
-8%
-6%
-4%
-2%
+0%
+2%
+4%
+6%
+8%
+10%
1
9
7
0
1
9
7
2
1
9
7
4
1
9
7
6
1
9
7
8
1
9
8
0
1
9
8
2
1
9
8
4
1
9
8
6
1
9
8
8
1
9
9
0
1
9
9
2
1
9
9
4
1
9
9
6
1
9
9
8
2
0
0
0
2
0
0
2
2
0
0
4

21
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
Fuente: Propia
Gráfico Nº 1.14
Crecimiento del Gas Natural en Centro y Sur América
Fuente: Propia
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1
9
7
0
1
9
7
2
1
9
7
4
1
9
7
6
1
9
7
8
1
9
8
0
1
9
8
2
1
9
8
4
1
9
8
6
1
9
8
8
1
9
9
0
1
9
9
2
1
9
9
4
1
9
9
6
1
9
9
8
2
0
0
0
2
0
0
2
2
0
0
4
Giga
m
3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Años
Producción Ratio R/P concrecimiento
-2%
+0%
+2%
+4%
+6%
+8%
+10%
+12%
+14%
+16%
1
9
7
0
1
9
7
2
1
9
7
4
1
9
7
6
1
9
7
8
1
9
8
0
1
9
8
2
1
9
8
4
1
9
8
6
1
9
8
8
1
9
9
0
1
9
9
2
1
9
9
4
1
9
9
6
1
9
9
8
2
0
0
0
2
0
0
2
2
0
0
4

22
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
Fuente: Propia
Gráfico Nº 1.16
Crecimiento del Gas Natural en Europa y Euro Asia
Fuente: Propia
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1
9
7
0
1
9
7
2
1
9
7
4
1
9
7
6
1
9
7
8
1
9
8
0
1
9
8
2
1
9
8
4
1
9
8
6
1
9
8
8
1
9
9
0
1
9
9
2
1
9
9
4
1
9
9
6
1
9
9
8
2
0
0
0
2
0
0
2
2
0
0
4
Giga
m
3
0
15
30
45
60
75
90
Años
Producción Ratio R/P con crecimiento
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
1
9
7
0
1
9
7
2
1
9
7
4
1
9
7
6
1
9
7
8
1
9
8
0
1
9
8
2
1
9
8
4
1
9
8
6
1
9
8
8
1
9
9
0
1
9
9
2
1
9
9
4
1
9
9
6
1
9
9
8
2
0
0
0
2
0
0
2
2
0
0
4

23
Cuadro Nº 1.1
Modelo Gas Natural en Latinoamérica
Fuente: Propia
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
(109
), 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 m3
)
(1) Datos referidos a principios de cada año.
Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal
Chile
Perú
Colombia
México
Argentina
Bolivia
Brasil
Ecuador
Venezuela
Producción Transporte Distribución
Libre Libre Libre
Libre con Audiencia Regulado Regulado
Libre Regulado Regulado
Regulado Regulado Regulado
Monopolio Administrado por el Estado (CRE) con Concesiones
Monopolio Administrado por el Estado
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2007 2008
América del Norte
Europa Occidental
África
Oriente Medio
Asia -Oceanía
Total
9,4
1,9
3,6
12,5
3,8
6,6
1,6
39,4
8,5
2,4
4,1
24,2
5,2
15,3
3,4
63,1
8,0
4,4
3,9
31,6
5,7
18,5
4,8
76,9
8,4
5,4
5,7
38,0
5,9
25,9
7,0
96,3
7,5
6,9
5 ,5
52,5
8,5
37,8
10,6
129,3
6,5
7,8
6,2
58,9
9,9
44,7
13,1
147,1
6,5
7,7
7,7
56,5
11,4
54,8
12,2
156,8
7,1
7,4
6,1
57,5
14,1
72,5
13,8
178,5
7,6
8,0
5,6
57,9
14,5
73,0
15,1
181,8
7,8
8,7
5,3
57,9
14,6
72,5
15,0
181,9

24
Cuadro Nº 1.3
Reservas mundiales probadas de gas natural
(Billones de m3
)
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
América del Norte
Estados Unidos
Canadá
Venezuela
Bolivia
Argentina
Trinidad y Tobago
Méjico
Brasil
Perú
Europa Occidental
Noruega
Países Bajos
Reino Unido
Alemania
Italia
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
Total 178 704 178 533 179 627 181 804 181 892

25
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 m3
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
m3
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 m3
.
Cuadro Nº 1.4
Producción Comercializada de gas natural en el mundo
(Billones de m3
)
6. Características y tendencias de la industria del gas natural
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 profunda-
mente en los mercados de la energía, tal como sucede en los Estados Unidos y en Europa.
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2006 2007
América del Norte
Europa
Europa Oriente y CEI
África
Oriente Medio
Asia - Oceanía
Total
651,8
34,5
79,7
234,2
3,4
19,5
17
1 040,1
619,7
43,7
176,6
336,1
12,5
37,6
37,3
1 263,5
624,4
65,5
199,1
484,4
27,2
44,1
74,1
1 518,8
548
73,5
196,3
699,4
51 ,3
64
109,7
1 742,2
611,7
85
196,7
855,1
70,9
99,9
149
2 068,3
685,3
99,6
238,8
737,7
85,1
146,9
210,5
2 203,9
720,8
134,1
280,3
746,6
125,7
213,2
271,2
2 491,9
697,6
177,4
298,5
775,2
172,8
317,3
361,6
2 800,4
710,2
185,9
290,7
798,8
186,5
338,4
367,7
2 878,2
728,6
197,9
279,8
807,8
196,6
355,4
385,2
2 951,3

26
Sin embargo, éstas son instalaciones rígidas incapaces de mercados que se pueden captu-
rar 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.
Laimportanciadeladistanciaenelnegociodelgasnaturalestáclaramentedemostradapor
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.

27
Gráfico Nº 1.17
Principales mercados regionales del Gas Natural
Fuente: Propia
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
modificatambién eldesenvolvimiento dela industriadel gasenlas variaspartesdel 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:
Lasraícesdelaregulacióndescansanenlosaltoscostosdelasgrandesinfraestructuras,
•
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.
•
USA
Canadá
Oeste de Europa
Noruega
Rusia
Argelia
Japón
Indonesia
Medio Oriente
Australia
Oeste
Norte América
Centro
Europa
Este del Asia

28
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 nat-
ural a las compañías transportistas (propietarias de las tuberías o gasoductos). Estas com-
pañías 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 reguladoras3
.
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 Regu-
ladoras 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.

29
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
Fuente: Propia
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.
Productores
de Gas
Natural
Grandes
Consumidores
Industriales
Generadores
Eléctricos
Comercializadores
de Gas Natural
Consumidor
Residencial
Consumidor
Comercial
Pequeño
Consumidor
Industrial
Compañía
Transportista
Compañía
Distribuidora
Local

30
6.5. La industria del gas natural en el Oeste de Europa
La liberalización en la industria del gas natural en Europa Occidental comenzó hace
veinte años en Gran Bretaña y está en sus primeras etapas en el continente.
EnelReinoUnido,laindustriadelgasnaturalsedesarrollócomounmonopoliopropiedad
del Estado, British Gas - BG, el cuál era el comprador único del gas por delante de los
productores. Antes que el gobierno privatizara BG en el año 1986, ésta era una compañía
verticalmente integrada, con intereses en el “upstream”4
, y que tenía la propiedad y la
operación de la red de transporte del gas, además del suministro del carburante a todos
los clientes en Gran Bretaña.
La compañía fue privatizada como una sola entidad y, desde ese tiempo, el gobierno y
el regulador del gas, Ofgas, han supervisado la “individualización” de las actividades de
BG y la introducción de la competencia.
Los primeros pasos implicaron el establecer una subsidiaria separada para el transporte
del gas, independizando rigurosamente las actividades de transporte y las de
comercialización.
La competencia en el suministro de gas natural fue introducida en 1986, primero para
los grandes clientes industriales. La opción fue ampliada, más adelante, para los clientes
industriales y comerciales más pequeños, antes de la introducción de la competencia
completa, en el año 1998, para los clientes residenciales.
En el año 1997 BG terminó la separación, colocando su brazo de gasoductos “Transco”
en una compañía (BG plc) y el suministro de gas, servicio y venta al por menor en una
segunda compañía (Centrica plc). La red entera, de 265 000 kilómetros de tuberías de
gas, en Gran Bretaña está en posesión y funciona virtualmente como monopolio por
Transco.
Los precios que Transco puede cargar a sus clientes están regulados con una fórmula
que mide el rédito medio máximo por termia que Transco se permite ganar. La metod-
ología por la cual las cargas de transporte son calculadas está también bajo jurisdicción
del regulador.
Una gama de nuevos jugadores ha emergido desde que el mercado fue desregulado
y ellos satisfacen una variedad de diversos roles. Tres entidades licenciadas ahora
son definidas por el estatuto: transportadores (dueños y operadores de los sistemas
de gasoductos), fletadores (acarreadores del gas y de los usuarios de los sistemas) y
suministradores (vendedores que proveen y que administran los clientes). En la práctica,
un número de otras entidades ha emergido, por ejemplo, comerciantes y colectores del
gas, y corredores e intermediarios de comercialización.
Los productores fueron los primeros jugadores en incorporarse al mercado competitivo
del gas. Algunos crearon subsidiarias para la comercialización; otros, simplemente,
vendieron al por mayor su gas a los nuevos vendedores. Las compañías de la electricidad
se incorporaron después al mercado explotando su capacidad de ofrecer el gas y la
electricidad, y usando más adelante su concesión y bases de datos como un medio para
focalizar a los usuarios del gas.
Desde la privatización de BG, y de la introducción de la competencia en el mercado
británico del gas, los clientes han visto ahorros de costo impresionantes.
Es probable que la presión, cada vez mayor, de los grandes usuarios industriales de
toda Europa, que han observado las ventajas obtenidas por sus similares en el Reino
4
Termino relacionado con la Exploración y Producción de gas natural.

31
Unido, con la aparición de compañías competidoras, la que determinará la “velocidad”
con la cual se asumirá la onda de la liberalización en los otros mercados europeos del
gas natural.
Gráfico Nº 1.19
Estructura típica del mercado de gas natural en Europa
Fuente: Propia
Uno de los objetivos del “mercado único de la energía”, según lo precisado en el
documento de trabajo del año 1988, de la Comisión de las Comunidades Europeas
sobre su funcionamiento, es introducir la competencia entre los suministradores de los
productos energéticos, en forma particular para reducir los costos. La aplicación directa
de los tratados de París y de Roma ha permitido crear un solo mercado en productos del
carbón y del petróleo. Sin embargo, la situación es más compleja para el gas natural y la
electricidad, energéticos que tienen que ser transportados y distribuidos en redes.
Dicha decisión fue optada como un acercamiento por etapas. La primera etapa consistió en
mejorar la transparencia de los precios del gas y de la electricidad cobrados a los usuarios
finales, así como la de los contratos para el tránsito del gas y la electricidad entre las
redes principales de la unión europea. La segunda etapa, la cual comenzó en el año 1992,
consistió en la eliminación de restricciones al acceso igualitario para las actividades en el
sector “upstream” de los hidrocarburos, colocando reglas comunes para los mercados del
gas y de la electricidad que recomiendan, entre otras cosas, el acceso de terceros a la red.
Finalmente, la tercera etapa permitirá que el mercado interior se complete en todas sus
piezas componentes.
Después de discusiones muy animadas, una Directiva de la Electricidad fue adoptada
en diciembre de 1996, antes de que se alcanzara un acuerdo en la Directiva del Gas en
diciembre de 1997. Esta directiva europea del gas ha puesto en movimiento el proceso
largo de abrir los Estados miembros a la competencia completa.
Mientras que la Directiva del Gas no prohíbe a los Estados miembros una cierta discreción
en métodos de implementación, algunos países han adoptado líneas más liberales que los
solicitados por la Directiva, así que el acercamiento fundamental se presenta nuevamente
a lo largo de la misma línea básica:
Productores
de Gas
Natural
Grandes
Consumidores
Industriales
Generadores
Eléctricos
Consumidor
Residencial
Consumidor
Comercial
Pequeño
Consumidor
Industrial
Compañía
Transportista
Compañía
Distribuidora
Local

32
Separar el comercio y las funciones del transporte de los actuales monopolios;
•
Proporcionar acceso abierto, no discriminatorio, a las redes de la transmisión del
•
gas a varios agentes.

33
1. Características de los proyectos del gas natural
1.1. Economía integrada
La economía de los proyectos del gas natural es lógica y tiene que ser considerada de
cerca dentro del contexto de la cadena de este combustible. Todo el rédito o beneficio de
un proyecto de gas se genera dentro de esta cadena. La cadena es autónoma, sus ingresos
y costos tienen esa misma autonomía.
Por lo tanto, es lógico:
Maximizar el valor actual del flujo de caja total de todas las partes de la cadena del gas
•
natural, y tomarla como un conjunto, para poder, entonces,
Dividir los beneficios totales entre el “upstream”, “midstream”
• 5
y el “downstream”6
(y, por supuesto, las autoridades del gobierno encargadas del manejo impositivo) en
proporciones equitativas.
Estos mismos preceptos necesitan ser llevados con la historia completa del proyecto de
gas natural, para ver si así sigue siendo fuerte y estable (en cuanto los beneficios).
Ignorar estos preceptos conduce a que los proyectos de gas natural puedan llegar a ser
frágiles, ya que los cambios en las circunstancias pueden perjudicar o poner en dificul-
tades a uno o más de los eslabones de la cadena. Esto sucede muy a menudo, con una
potencial desestabilización de los resultados si las partes no están preparadas para ajustar
sus relaciones mientras que el proyecto se desarrolla.
Se debe pensar que una “economía integrada” y el “compartir equitativo” son la dirección
correcta del proyecto. Porque si éste beneficiara a una sola de las partes, de una manera
5
Término usado para el transporte.
6
Término usado para la distribución.
Capítulo II
Los proyectos de
gas natural

34
egoísta, propiciaría que un emprendimiento viable de gas no suceda o, en otras palabras,
podría tirarlo abajo o romperlo (contractualmente) si el proyecto ya estuviera en marcha.
Ante estas alternativas no es posible seguir pensando que se vive en una economía
“monofásica” y que “contrato es contrato”.
Hay algunas reglas básicas, como las que se señalan a continuación, para maximizar el
“valor actual del proyecto” en las etapas del planeamiento y de la puesta en práctica. La
mayor parte de ellas son obvias, pero todas son raramente reconocidas y, mucho menos,
seguidas en el desarrollo de un proyecto de gas natural:
Los ingresos son producto del precio y del volumen.
•
Los costos para el gas tienden a ser no lineales con el volumen, ya que están más cerca
de la raíz cuadrada del volumen. La flexibilidad inteligente en las tarifas y precios gene-
ralmente puede elevar los ingresos sin aumentar en forma equivalente los costos.
En el caso del petróleo es el mercado internacional el que fija los precios. En el
caso del gas natural el precio es una cuestión única en cada oportunidad, y se debe
resolver el precio justo para cada circunstancia específica.
No hay ingresos del gas natural antes de que la cadena total esté en su lugar.
•
Los cuidados en el planeamiento y en su implementación permiten asegurar que la
puesta en funcionamiento de todas las instalaciones de cadena sea concomitante
con ahorrar mucho del capital improductivo.
Los proyectos de gas natural son costosos y la mayor parte de la inversión
•
es hecha por delante.
Algunos sistemas con capacidad ociosa son generalmente inevitables en los años de
inicio de un proyecto de gas natural, por lo que la velocidad con la que el sistema
puede ser cargado completamente puede ser extremadamente importante para
maximizar el valor actual del proyecto.
Entender la economía peculiar de los proyectos de gas conduce a afirmar lo siguiente:
Las decisiones se deben tomar por todas las partes comprometidas.
Todas las partes deben estar representadas en el procedimiento de toma de deci-
sión del total de la cadena del gas natural.
Estos principios nunca se han alcanzado completamente, pero se deben cumplir tanto
como sea posible para que se “integre la toma de decisiones”. Esta sería la mejor
manera de estructurar la cadena del gas natural de tal forma de representar a las partes
comprometidas arriba y abajo de la cadena.
La cadena del gas natural, entonces, demostraría flexibilidad y fuerza bajo tensión. Por
ejemplo, los intereses de los productores holandeses de gas en los gasoductos y en
las empresas de servicios públicos de gas natural; la propiedad común a lo largo de las
cadenas de gas desde Malasia, Indonesia, Alaska y Brunei hasta el Japón.
Es importante señalar que lo que aquí se llama una “toma de decisión integrada” en
beneficio de todas las partes implicadas en la cadena del gas, no es una “integración del
proyecto” con todas susfasesenlasmanos deuna sola entidad. Laintegración delproyecto
puede o no ser un asunto practicable, pero lo que se debe observar es el aumento de la
“presión reguladora” contra la integración vertical.

35
Gráfico Nº 2.1
Gas Natural Licuefactado (GNL) en Malasia
Fuente: Propia
1.2. Términos de los contratos de gas natural
Mientras que el petróleo “se basa en precios”, el gas natural “se basa en tarifas”. La
“tarifa” del gas natural se expresa a veces como un precio simple, pero, en casi todos los
casos, las condiciones de suministro para el gas son más complejas y más restrictivas que
las del petróleo. Los “elementos de no-precio”, de las tarifas de gas natural, tienden a ser
considerados como de menor peso de lo que realmente merecen, tanto en las mentes de
los negociadores como en las del público.
Los contratos de gas natural contienen una amplia gama de provisiones que se diseñan
para tomar el cuidado de la naturaleza particular del gas natural y de su impacto en la
economía individual del proyecto de gas.
Lastarifaspuedentomarencuentalostiposdeservicio,coeficientesdecarga,localización,
los volúmenes de compra y, quizás, las obligaciones impuestas a la cantidad mínima de
cargo en las cuentas corrientes, etc.
El precio, aunque importante, es apenas una de las características de los contratos de
gas natural. Los efectos de los variados contratos de ventas de gas deben de maximizar
el valor actual neto de los beneficios de la cadena del gas.
La tarificación del gas por el vendedor final es el medio para afinar la economía de la
cadena total del proyecto. La manera en la cual esto se hace, es reflejando los contratos
de venta de gas por el productor y tomando en cuenta la estructura de los costos de toda
la cadena, y no sólo la que corresponde al vendedor final.
Contrato de
producción:
Petronas/Shell
Venta y Cobro
de GN
Venta y Cobro
de GNL
Petronas 65%
Shell 17,5%
Mitsubishi 17,5%
MLNG I
Gobierno /
Privados
GNL Transporte
MISC
Tokyo Eléctrico Tokyo Gas
Flujo Físico
Flujo Físico
Flujo Físico
Flujo
Comercial
Producción de GN
PETRONAS (propietario)
SHELL (operador)
GNL Venta

36
Para un consumidor, el “precio unitario efectivo” del gas natural debe estar por debajo
del valor que él considera real. El valor del gas para los diversos consumidores varía
extensamente, dependiendo de sus operaciones y de sus otras alternativas al gas
natural, así como en los elementos del “no-precio” en la tarifa bajo la cual consiguen
su gas.
Los proveedores tienen que ser sensibles al mercado y considerar la mejor manera de
ajustar los precios y/o los términos no asociados al precio, para, de tal forma, beneficiar
a la cadena de gas natural.
Las políticas de fijación de precios para otros combustibles tienen efectos cruciales sobre
la fijación de los precios del gas, y, por lo tanto, sobre la viabilidad de los desarrollos de
gas. Éste es un elemento importante que cualquier gobierno con opciones de uso de gas
tiene que considerar con atención.
La fijación de la tarifa del gas natural es una variable local, y es la herramienta más
importante para maximizar el flujo de fondos del proyecto. Cada proyecto de gas es único
y, por lo tanto, requiere el manejo de criterios individuales. Como un tema de principio
básico, las tarifas del gas natural siempre deben ser competitivas en los diferentes
mercados de suministro. Los consumidores se colocarán voluntariamente cautivos sólo
si están seguros que el proveedor de gas no explotará la situación.
Ningún proyecto de gas puede hacer caso omiso de la necesidad constante de vigilar la
fijación de tarifas del gas, sea ésta a consumidores finales o a una interfaz corporativa.
Pero, otra vez, se tienen que observar los proyectos de gas a través de “ojos integrados”
para maximizar el valor actual del proyecto y asegurar que haya un reparto justo de los
beneficios en las buenas épocas, y de las pérdidas en los malos momentos.
1.3. Optimización de los beneficios
En todo proyecto de gas, por la rigidez del sistema en que se desenvuelve, gran parte del
esfuerzo de dirección será la de maximizar los ingresos; los que se dan en función tanto
del precio como del volumen.
Por lo que las tarifas tienen que ser establecidas o fijadas para conseguir el máximo
ingreso neto del mercado.
Esto podría representar entrar a mercados de alto volumen donde los precios son
relativamente bajos. Por ejemplo, los precios del productor de gas destinados a usos
como materia química pueden parecer poco atractivos, pero los volúmenes colocados
pueden ser altos y los ingresos muy gratificantes.
Los mercados de bajo volumen o bajo factor de carga, son intrínsecamente menos
atractivos para los sistemas de gas natural, pero son, en general, las áreas donde los valores
del gas son más altos. La construcción de tarifas razonables para tales mercados, sea por
tramos, bloques, o tarifas de dos partes, pueden ser muy importantes en la optimización
económica de la cadena.
En las áreas donde el uso del gas natural está bien desarrollado, por ejemplo, Europa,
Norte América y en las ciudades japonesas que tienen compañías de gas, se pueden
explotar el alto valor de sus consumos, particularmente el residencial y comercial. Pero,
en las nuevas áreas de gas, los proyectos rara vez pueden cruzar el umbral económico
sin explorar primero los usuarios de grandes cantidades, como, son los de generación
eléctrica y los de la industria del cemento.

37
2. Arquitectura de los proyectos de gas natural
2.1. Análisis económico y credibilidad del proyecto
Un análisis de viabilidad económica simple es demasiado limitado para concretar un nuevo
gran proyecto de gas natural. Los promotores del mismo también deberán establecer su
credibilidad a los ojos de todas las partes cuya participación determinará si el proyecto
alguna vez se llevará a cabo.
Los socios tienen que estar convencidos de la viabilidad del proyecto y que el gobierno
•
lo va a aceptar;
Los banqueros deben estar satisfechos porque el proyecto ofrece la seguridad
•
necesaria por cualquier préstamo que podrían hacer; y
Los clientes tienen que estar persuadidos que los promotores pueden entregar lo que
•
están prometiendo en la realidad.
Por lo que la estructura del proyecto debe realizarse con el criterio más amplio e incluir
la capacidad de los socios, la estructura corporativa de la empresa y sus relaciones con el
gobierno, personas y clientes, de tal forma de constituir un todo creíble.
2.2. Rol del gobierno
Es inevitable que el gobierno, de una forma u otra, esté involucrado en cualquier proyecto
de gas, dada su importancia. El gobierno podría no participar como inversionista, pero,
indudablemente, estará interesado desde el punto de vista de la regulación y de la
concesión de la licencia. Por otro lado:
Los gobiernos podrían sentir la necesidad de ser socios y “controlar” el proyecto. Pero, un
gobierno, con la legislación correcta, puede tener todo el poder necesario para controlar el
proyecto a través de la concesión de la licencia y las otras regulaciones, sin necesariamente
tomar una parte de las acciones.
Pese a lo expresado, si el gobierno todavía quiere participar sería preferible que lo haga
a través de una organización o empresa del estado, en lugar del mismo gobierno. Por
otra parte, tener un gobierno como socio podría tener beneficios desde el punto de vista
que significa el compromiso tácito para la realización del proyecto. Esto puede darles
comodidad a los socios comerciales, y aumentar la credibilidad del proyecto.
Sin embargo, el gobierno debe ser siempre cuidadoso al pedir el control de la gerencia.
Lo debe hacer solamente si cuenta con los recursos humanos necesarios o las destrezas
para ejercer eficazmente tal función con inteligencia. El enfoque objetivo es dejar que los
expertos hagan el trabajo, pero controlarlos eficazmente.
Asimismo, el gobierno, como autoridad, siempre tiene un papel sumamente importante
que es: el de facilitar el progreso de proyecto; y estando interesado por el éxito del mismo,
el gobierno puede apreciar las implicancias de un problema, y por lo tanto, ayudar hasta
donde le sea posible.
2.3. Organización de la estructura del proyecto
La organización de la estructura requerida para construir una industria del gas en un
mercado virgen es obviamente la base fundamental sobre la que el futuro de la industria
descansará.
Para empezar es necesario asumir que:

38
Todos los agentes están convencidos de que la eficiencia es producida por las fuerzas
•
del mercado.
El gobierno está listo para hacer el esfuerzo necesario en la supervisión reguladora.
•
Para alimentar estas premisas se debe pensar en:
La historia de los mercados de gas maduros y la experiencia que se ha recogido a
•
través de su largo y difícil proceso de reformas de la estructura regulatoria de la
industria del gas natural.
Las restricciones fundamentales de la industria del gas natural; en particular, los
•
requerimientos de alta inversión.
Entonces, se podría, o no, llegar a las ideas que se presentan a continuación, los cuales
a.
no pretenden ser una solución detallada ni mucho menos ser “la gran solución”; de
lo que se trata es de reflexionar sobre algunos aspectos que, por su importancia, no
pueden soslayarse. De acuerdo a lo ya señalado hay un punto fundamentalmente
claro que se debe tener en cuenta en todo proyecto de gas natural, y es el siguiente:
antes de la introducción de la competencia debe haber una separación clara de las
varias funciones en la cadena del gas natural.
Hay una parte de la cadena que puede ser separada desde el comienzo de la industria
b.
del gas en un mercado virgen que es, evidentemente, la del “upstream”, es decir, la
actividad de producción.
La pregunta descansa ahora con respecto a la estructura de la “compañía de gas”, la
cual instalará la red de gas y desarrollará el mercado de gas.
Establecer una compañía de gas natural con transporte y comercializadores afiliados
c.
separados desde el comienzo, tal como ocurre en un mercado maduro, sería muy difícil.
Es complicado imaginar la plena competencia desde el principio mientras que se tienen
que admitir las garantías necesarias para financiar el sistema de transporte de gas.
Sin embargo, sigue siendo uno de los objetivos fundamentales el asegurar la
d.
eficiencia a través de la competencia, por lo que se podría, con la experiencia de
mercados maduros en mente, estructurar la industria, desde el comienzo, para que
esté preparada y abierta a los ajustes competitivos, de acuerdo a lo que el mercado
del gas vaya requiriendo.
Pero, es aún más importante, que una industria de gas natural muestre desde sus
e.
inicios la estructura empresarial que va a tener, así como debe dar una idea clara de la
política que va a seguir; igualmente, debe mostrar que tiene una dirección clara, por
lo que desde el principio tiene que tener establecidos los incentivos correctos para
un desarrollo eficiente.
Tal estructura podría ser concebida de acuerdo a lo que se explica del punto 2.3.1.,
al 2.3.4.
2.3.1. Compañía de gas
Primero debe establecerse una asociación de empresas en participación,
•
constituidas como un holding, con o sin la participación del gobierno, con dos
filiales: una Compañía de Gas (CG) para la comercialización del gas natural y otra
(GC) para el transporte del gas natural.
El holding levantaría los fondos necesarios para financiar la infraestructura de gas
•
y pagar los préstamos.

39
2.3.2. Comercialización
"La comercialización de CG" compra el gas de los productores en el pozo.
•
"La comercialización de CG" vende el gas a los clientes grandes.
•
2.3.3. Transporte
"El transporte de CG" transporta el gas.
•
"El transporte de CG" recibe una tarifa de transporte desde "La comercialización de CG".
•
Esto viene a ser una transferencia interna de fondos entre las dos filiales. Por
•
lo que la tarifa de transporte debe ser transparente, esto es, de conocimiento
público, tanto en relación con la cantidad a ser pagada, como con la metodología
usada para calcular la tarifa.
El regulador del gas estaría involucrado en crear la metodología, para asegurar
•
que la tarifa sea cobrada correctamente.
La tarifa debe ser suficiente para permitir la recuperación de los gastos más una
•
tasa de rentabilidad aceptada.
No habrá ningún requerimiento para que "el transporte de CG" transporte el
•
gas de otros (terceros) antes de una fecha convenida (por ejemplo, hasta que
los préstamos se hayan pagado), en cuyo caso, la situación del mercado será
analizada en detalle y el asunto del acceso a terceros será revisado.
2.3.4. Distribución
Una concesión o franquicia sería concedida a una compañía de distribución para
•
cubrir las necesidades de los pequeños consumidores de gas.
Gráfico Nº 2.2
Holding de la compañía de gas (CG)
Fuente: Propia
CG
Comercializadora
Consumidores Productores
Tarifa de
Transporte
Flujo GN
Flujo GN
Contratos
Compra /
Venta
Contratos
Compra /
Venta
CG
Transportista

40
Notas:
Para el beneficio de la cadena del gas en su conjunto, la participación del
a.
productor(es) como accionista(s) es más deseable.
La participación accionaria debe asegurar una organización cohesiva responsable
b.
del desarrollo de la industria del gas.
La junta directiva debe representar las principales partes interesadas por el
c.
proyecto del gas, desde productores a clientes.
La creación de una comisión reguladora de energía, que como parte de su
d.
función, supervisará el desarrollo de la industria del gas de acuerdo con la política
energética nacional. Deberá:
i. Permitir al gobierno ejercer su papel regulador sin verse involucrado en las ope-
raciones diarias de la organización.
ii. Proveer un canal útil para la comunicación entre la empresa y el gobierno.
La comisión nombraría a un supervisor del gas al que los clientes podrían referir
e.
sus quejas respecto a los precios y al servicio.
Esta estructura anticipa el futuro desarrollo de un mercado de gas más competitivo.
A su debido tiempo, reestructurar la industria del gas para introducir la competencia
completa puede ser conseguido simplemente al separar el “transporte de CG” en una
tercera compañía transportadora y a la “comercialización de CG” como una compañía
de comercialización independiente.
La tarifa transparente permitirá que otros actores (productores, comercializadores y
consumidores) juzguen la rentabilidad de la compra directa si las oportunidades se
tornan disponibles.
Estas oportunidades pudieron nunca mostrarse, porque habría habido, desde el
comienzo, antes de abrir el sistema a la competencia, los incentivos correctos para que
la cadena funcione eficientemente, y, por lo tanto, entregue el gas al precio más bajo.
3. Economía de los gasoductos
La economía del transporte del gas natural toma en cuenta los gastos e ingresos de
transportar el gas a través del sistema de gasoductos.
El enfoque de tarificación para gasoductos en Europa se ha desarrollado, desde comienzos
de 1970 hasta la mitad de la década de 1980, desde un cargo basado en el caudal, que
típicamente reflejaba los gastos contables, a un cargo de capacidad, que refleja los principios
del flujo de caja.
La razón principal para este cambio fue evitar una situación en la que, no importa cuál sea la
razón, la compañía dueña del gasoducto experimente déficit de ingresos como resultado de
caudales transportados menores de lo esperado, y a “nivelar” las tarifas de los gasoductos,
en términos reales o nominales.
La filosofía actual es establecer una tarifa que refleje dos componentes:
Un precio de capacidad por metro cúbico por hora, que es pagadero sin considerar los
•
niveles de caudal transportados.
Un precio por consumo (volumen), que refleje los costos operativos, y que también
•
pueda ser expresado en términos de metro cúbico por hora. Es decir, la tarifa

41
es frecuentemente, pero no universal, y que a pesar de ser una tarifa simple o
monómica, expresada como un precio de capacidad, permite el reembolso de los
costos de operación en caso de la interrupción del suministro.
Una característica típica en los contratos de transporte es el cláusula "Embarcar o Pagar"
(SOP = “Ship or Pay” en inglés), la cual usualmente cubre del 80 al 100 % de los ingresos a
ser pagados, incluso si el gas no es transportado. El nivel preciso del SOP es el resultado de
la negociación comercial.
A continuación se describen los principios generales del cálculo de la tarifas de transmisión
por el gasoducto sobre la base de esta filosofía.
3.1. Bases del diseño de tarifas
Las tarifas aspiran a recuperar los costos y a proveer la rentabilidad requerida para el
patrimonio.
Costos de capital a ser recuperado: Monto de la inversión en el gasoducto y en las
•
estaciones de compresión.
Costos de explotación a ser recuperado: Gastos de mantenimiento y uso del gas en
•
las estaciones de compresión.
Tasa de rentabilidad requerida sobre el Capital Invertido: refleja la estructura de
•
financiación del proyecto de gasoducto.
Los costos son recuperados durante la duración del contrato tarifario, que
•
generalmente es de 10 a 30 años, a fin de reducir la exposición del dueño del
gasoducto al riesgo financiero.
Las tarifas están calculadas sobre la base de la capacidad del ducto requerida por
•
el embarcador (usuario del servicio). El factor de carga se convierte en el indicador
de la capacidad.
3.2. Metodología para el cálculo de las tarifas
La tarifa se obtiene del cálculo del valor actual de los flujos de efectivo durante el periodo
de la depreciación.
a) Tasa de descuento
La tasa de descuento o de rentabilidad, después de impuestos, requerida sobre
el “equity” o patrimonio es usualmente definida en términos nominales con una
asignación específica para inflación (2 a 3 % anual) siendo añadida a la tasa de
rentabilidad mínima real requerida (7 a 10 %).
Típicamente, la tasa de rentabilidad es determinada sobre una base después de
impuestos, y convertida en una tasa antes de impuestos por la aplicación de la tasa
impositiva aplicable al país en la cual el transporte ocurre.
La tasa de rentabilidad requerida sobre el patrimonio invertido es ajustada para
reflejar la financiación y la tributación, y obtener una tasa de rentabilidad requerida
sobre el capital invertido.
RoC =

42
Donde:
RoC = Retorno sobre el Capital
RoE = Retorno sobre el Equity o Patrimonio
IoD = Interés sobre la Deuda
α = Ratio de la Deuda = Deuda/Inversión
β = Tasa Impositiva
b) Escudo Fiscal o tributario
El usar la deuda para financiar parte del proyecto de gasoducto resulta en un
escudo fiscal (impuesto), que se representa en la reducción de los impuestos como
resultado del pago de los intereses anuales.
Escudo Fiscal = Tasa Impositiva x Interes Pagado
c) Pasos para el cálculo de tarifas
Cuadro Nº 2.1
Pasos para el cálculo de tarifas
Fuente: Propia
i. Primer Paso
Se debe calcular el valor actual de todos los costos durante el periodo de
depreciación (n años):
Costo total = VP del capital invertido - VP del Escudo Tributario + VP de los gastos
de explotación.
ii. Segundo paso
Igualmente, hay que calcular la anualidad del costo total durante el periodo
contractual (n años):
iii. Tercer paso
Se procede a calcular el valor de la tarifa para el periodo del contrato, de tal forma
que las ganancias anuales deben ser igual al costo anualizado para que el valor
actual neto sea igual al cero.
( )
N
k
k
k=0
VP = Valor Presente
i = Tasa de Descuento
X
VP =
1+i
∑
Año de referencia Año 0
Período de depreciación Del año 1 al año n
Tarifa para el período contractual Del año 1 al año n

43
3.3. Ejemplos de cálculo de tarifas
a) Supuestos
Cuadro Nº 2.2
Supuestos
Fuente: Propia
b) Costos involucrado
Cuadro Nº 2.3
Valores en millones de US$
Fuente: Propia
( )
n
k
k=1
i = Tasa de Descuento
Costo Total
Anualidad =
1
1+i
∑
Capacidad del Gasoducto 10 mil millones de m3
/ año
Factor de Carga 91%
Horas de uso al año 8 000 horas / año
Capital Invertido 280 millones de US$
Apalancamiento 60% Deuda
Gastos Operativos 2% Inversión por año
5,6 millones de US$
Duración de la Deuda 10 años
Periodo de Depreciación 15 años
Periodo Contractual 10 años
Tasa Impositiva 40%
RoE Requerido
Interés de la Deuda 5%
RoC Requerido 15%
Año Inversión Préstamo Interes Pagado Escudo Fiscal
Gasto
Operativo
Valor
Presente 280,0 168,0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
29,4
8,4
7,7
7,0
6,3
5,5
4,7
3,9
3,0
2,0
1,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
11,8
3,4
3,1
2,8
2,5
2,2
1,9
1,5
1,2
0,8
0,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
32,7
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6

44
c) Pago de la deuda
Cuadro Nº 2.4
Valores en millones de US$
Fuente: Propia
d) Resultados
Cuadro Nº 2.5
Resultados
(1) Igual a 100% menos el porcentaje del Cargo por Consumo.
(2) Igual al VP del Costo Operativo entre el VP del Costo Total
Fuente: Propia
4. Tarifas de transporte
4.1. ¿Qué es la tarifa?
La tarifa es el juego de reglas para establecer un cargo, conforme se definan los siguientes
parámetros:
Intención del cliente
•
Comportamiento del cliente
•
Factores externos
•
21,8
Año Deuda Interes Amortización Pago Saldo
0
1 168,0 8,4 13,4 21,8 154,6
2 154,6 7,7 14,0 21,8 140,6
3 140,6 7,0 14,7 21,8 125,9
4 125,9 6,3 15,5 21,8 110,4
5 110,4 5,5 16,2 21,8 94,2
6 94,2 4,7 17,0 21,8 77,1
7 77,1 3,9 17,9 21,8 59,2
8 59,2 3,0 18,8 21,8 40,5
9 40,5 2,0 19,7 21,8 20,7
10 20,7 1,0 20,7 21,8 0,0
11 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
12 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
13 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
14 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
15 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Capital Invertido 280,0 millones de US$
Valor Presente del Escudo Tributario 11,8 millones de US$
Valor Presente del Costo Operativo 32,7 millones de US$
Valor Presente del Costo Total 301,0 millones de US$
Costo anualizado sobre el contrato al RoC 60,0 millones de US$ / año
Consumo Anual 9,13 mil millones de m3
/ año
Tarifa 6,57 US$ / mil m3
0,17 US$ / millón BTU
38 millón BTU / mil m3
Cargo de Capacidad (1) 89% de la Tarifa
Cargo por Consumo (2) 11% de la Tarifa

45
No se debe olvidar que la Tarifa no es necesariamente lo mismo que el Precio.
La estructura tarifaria debe tener en cuenta:
La presión regulatoria:
•
El enfoque de reconocimiento de costos, etc.;
•
Los objetivos políticos; y
•
Las Fuerzas del Mercado
•
4.2. Cargos por transporte
a) Costos del servicio
La tarifa “técnicamente correcta” debe cubrir el costo total de enviar el gas,
incluyendo un adecuado rendimiento de la inversión.
b) Valor del servicio
Es el máximo cargo que puede ser obtenido por el servicio de transporte en un
ambiente comercial dado.
El costo del servicio no puede ser más grande que el valor del servicio. Entre estos
dos valores se encuentra la zona de la negociación razonable.
c) Factores
Posición competitiva.
•
Ninguna discriminación dentro de cada clase de usuario.
•
Estabilidad de los ingresos.
•
Mejora del factor de carga.
•
Valores promocionales.
•
4.3. Diferentes tipos de tarifas
El Cuadro Nº 2.6 muestra cuatro tipos de tarifas, con los siguientes parámetros
básicos:
Cuadro Nº 2.6
Tipos de tarifas
Fuente: Propia
a) Tarifa 1: Costo Fijo por unidad transportada
Es la forma tarifaria más simple.
•
Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4
US$ / millar pc 0,50 0,50
US$ / mes 1 500 000
Ship or Pay (SoP) % de la Capacidad Reservada 50%
Millón de pc / día 50
Cargo de Capacidad US$ / mes por millar pc 9,0
Cargo por Consumo US$ / millar pc 0,20
Capacidad Reservada Millón de pc / día 100 100

46
Ideal para los volúmenes interrumpibles.
•
No provee incentivos para mejorar el factor de carga.
•
Puede incluir un cargo fijo por mes para gastos de facturación, etc.
•
A menudo incluye la cantidad diaria máxima que puede ser transportada con
•
una penalidad para transportes por encima del volumen aceptado.
Gráfico Nº 2.3
Tarifa tipo 1
Fuente: Propia
b) Tarifa 2: Costo Fijo por mes
Supone que todos los gastos están relacionados con los gastos de capital.
•
Es el más grande incentivo para mejorar el factor de carga.
•
Máxima estabilidad en los ingresos.
•
Valor promocional pequeño, excepto por el factor de carga.
•
Gráfico Nº 2.4
Tarifa tipo 2
Fuente: Propia
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
0 20 40 60 80 100
Consumo (millón pc/día)
US$
/
millar
pc
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
millón
US$
por
mes
Costo Unitario Pago Mensual
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0 20 40 60 80 100
US$
/
millar
pc
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
millón
US$
por
mes

47
c) Tarifa 3: Costos fijos por unidad más Ship or Pay (SOP)
Una formula tarifaria común, la combinación del tipo 1 y 2.
•
El Ship or Pay (embarcar, transportar o pagar), puede ser establecido en
•
cualquier nivel, pero generalmente se acepta entre 60% y 90% del factor de
carga.
Existe el incentivo para no caer debajo del nivel de Ship or Pay.
•
Suministra la estabilidad en los ingresos.
•
Un cierto valor promocional para incrementar el volumen.
•
Gráfico Nº 2.5
Tarifa tipo 3
Fuente: Propia
d) Tarifa 4: Cargos por capacidad y por consumo
Forma común para gasoductos.
•
Los repartos entre los cargos de capacidad y por consumo pueden ser
•
promocionales.
Existe incentivo para mejorar el factor de carga.
•
Refleja en forma cercana el actual costo del servicio.
•
Este típico precio de capacidad (llamado a veces un cargo por demanda) debería
•
estar basado en la capacidad reservada del sistema de transporte.
El cargo por capacidad es pagado sin importar cuánto del gas fluye en
•
realidad.
La cantidad transportada (consumo) es pagada en forma separada.
•
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
0 20 40 60 80 100
US$
/
millar
pc
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
millón
US$
por
mes

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