Opciones para una futura industria de gas natural en el Istmo

Distr.
RESTRINGIDA
LC/MEX/R.723
27 de julio de 1999
ORIGINAL: ESPAÑOL
CEPAL
Comisión Económica para América Latina y el Caribe
OPCIONES PARA UNA FUTURA INDUSTRIA DE GAS NATURAL
EN EL ISTMO CENTROAMERICANO
_________________________
Este documento no ha sido sometido a revisión editorial.
99-7
iii
ÍNDICE
Página
RESUMEN ....................................................................................................................
1
INTRODUCCIÓN...........................................................................................................
5
I.
II.
LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL: MODOS DE ORGANIZACIÓN
Y REGULACIÓN.............................................................................................
7
A.
1.
2.
3.
ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL ............................................................
La cadena del gas natural: componentes y características...........................
Modelos de organización ...........................................................................
Emergencia de nuevos mercados................................................................
7
7
11
14
B. REGULACIÓN..........................................................................................
1. Esquemas institucionales de la regulación ..................................................
2. Mecanismos de fijación de precios .............................................................
17
17
19
PROCESOS DE REFORMA E INTEGRACIÓN REGIONAL DE LA
INDUSTRIA DE GAS NATURAL..................................................................
24
A. PROCESOS EN LOS PAÍSES INDUSTRIALIZADOS...........................
1. Norteamérica..............................................................................................
2. Europa........................................................................................................
24
25
27
B. PROCESOS EN LATINOAMÉRICA.......................................................
1. Los procesos de reforma ............................................................................
2. Interconexiones gasíferas en América Latina .............................................
30
30
33
C. ANÁLISIS DE LOS MARCOS REGULATORIOS EN AMÉRICA
LATINA.....................................................................................................
1. Principios y objetivos de la regulación .......................................................
2. Carácter de servicio público.......................................................................
3. Funciones de los entes reguladores ............................................................
4. Integración vertical.....................................................................................
5. Libre acceso a la red ..................................................................................
6. Formación de los precios en "boca de pozo"..............................................
7. Tarifas de transporte y distribución............................................................
8. Subsidios....................................................................................................
9. Régimen tributario .....................................................................................
35
35
36
36
37
37
37
38
39
40
iv
Página
III.
OPCIONES DE ORGANIZACIÓN Y REGULACIÓN PARA UNA FUTURA
INDUSTRIA DE GAS NATURAL EN EL ISTMO CENTROAMERICANO
41
1.
2.
3.
4.
Características de una industria de gas natural en América Central ...........
Proceso de suministro del gas y sus actores ...............................................
Escenarios de organización ........................................................................
Construyendo el esquema regulatorio ........................................................
41
49
52
57
Abreviaturas y Unidades ..................................................................................................
63
Anexos
I.
II.
III.
IV.
V.
VI.
Organización de la industria del gas natural en países seleccionados en 1997 ..
Directiva 98/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo del 22 de junio
de 1998 sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural ..........
Protocolo Sustituto del Protocolo No. 2 del Acuerdo de Complementación
Económica No. 16 entre la República de Chile y la República de Argentina.....
Acuerdo complementario al Acuerdo de Abastecimiento de Gas Argentino
a la República Oriental del Uruguay, del 8 de julio de 1991..............................
Mecanismo de Precios Internos en México. ......................................................
Régimen de Precios Máximos en Colombia. .....................................................
BIBLIOGRAFÍA. ............................................................................................................
65
69
87
91
95
97
99
v
ÍNDICE DE CUADROS Y DIAGRAMAS
Página
Cuadros
1. Comparación entre la Regulación por tasa de Rentabilidad y la de Precio
Máximo..................................................................................................................
2. Características de la Industria del Gas Natural en Países seleccionados en 1997..
3. Demanda Potencial de Gas Natural en el Istmo Centroamericano.........................
4. Distancias de los Nodos de Suministro a los Centros de Consumo en el Istmo
Centroamericano ...................................................................................................
23
26
45
46
Diagramas
1. Esquemas de Organización de la Industria de Gas Natural ...................................
2. Escenarios de Organización de la Industria del Gas Natural en el Istmo
Centroamericano ....................................................................................................
12
53
RESUMEN
En sus inicios, la industria de gas natural se desarrolló en forma diferente en los dos principales
mercados (Estados Unidos y Europa), por las características específicas de cada uno de ellos. Los
respectivos modelos fueron influenciados por algunas condiciones particulares, como el nivel de
producción nacional, la localización de las fuentes de suministro extranjeras, el grado de
concentración de la producción, y el nivel de desarrollo de las redes, entre otras. Es así que el grado
de integración vertical, el régimen de propiedad de las empresas y el grado de concentración, han sido
distintos en los Estados Unidos y en Europa. Aquellos países de América Latina con producción de
gas natural, siguieron más de cerca el modelo europeo en su desarrollo.
Las características de monopolio natural del transporte y la distribución del gas natural, así
como el carácter de servicio público, justificaron la intervención del Estado para proteger a los
consumidores de abusos de las firmas, estableciendo reglas estrictas (regulación) e incluso asignando
la gestión de las redes a una empresa pública (en los casos europeos y latinoamericanos). Es así que
los Estados han tomado históricamente dos formas de esquema institucional: i) el establecimiento de
un monopolio público bajo la tutela de un ministerio, y ii) la concesión del servicio a una empresa
pública, privada o mixta, bajo la vigilancia de una agencia regulatoria designada para tal efecto. En
ambos casos se definen mecanismos de fijación de precios, a fin de evitar que la empresa en esa
situación obtenga ganancias excesivas (tarifación a costo marginal y a costo promedio, tasa de
retorno, límite de precios, etc.).
Sin embargo, los excesos de la regulación en algunos casos, así como el interés por aumentar
la eficiencia económica de las empresas mediante la introducción de la competencia en aquellos
segmentos en que fuera posible, en otros, dieron origen a todo un proceso de reforma en la industria
de gas natural, desde mediados de la década de los años setenta. Este proceso de reforma se originó
en los Estados Unidos, pero luego se extendió hacia Gran Bretaña, el resto de Europa y los países en
desarrollo.
La reforma ha comprendido tres procesos no necesariamente ligados: i) la desregulación de
actividades, es decir, la apertura a nuevos actores y la competencia entre ellos; ii) la desintegración
estructural, que significa la separación de los segmentos de la cadena, y iii) la privatización, que es la
venta de los activos públicos. A partir de ese proceso de reforma, han surgido nuevas formas de
organización industrial y nuevos mercados cada vez más complejos. En este sentido, la aparición de dos
nuevos mercados ha transformado la forma como opera dicha industria: uno relacionado con el gas
natural (la mercancía) y otro con el servicio de transporte de dicho gas a través de una red de ductos
(la entrega).
En ese contexto se han realizado esfuerzos para generar estructuras más competitivas en la
industria del gas natural, suprimiendo monopolios y promoviendo la competencia, mejorando la
regulación o cambiándola por nuevos enfoques, así como transfiriendo la propiedad de las empresas
públicas al sector privado, todo ello con la finalidad de alcanzar una mayor eficiencia. Los cambios
en la estructura de la industria de gas natural incluyen el alejamiento del concepto de empresa de
servicio público integrada verticalmente y la introducción de la competencia en los mercados donde
ello es posible. Los dos elementos clave en esta tendencia son la separación de las actividades de
producción, transporte, distribución y comercialización en unidades de negocio dentro de una misma
2
empresa o en varias empresas, así como la provisión de derechos de acceso a terceros en los sistemas
de transporte y distribución.
Para el caso especial de una futura industria del gas natural en el Istmo Centroamericano, es
fundamental tomar en consideración dos elementos clave en el diseño de su modelo de organización y
regulación: por un lado, las experiencias internacionales en materia de organización y, por el otro, las
características específicas que dicha industria tendría en la región. La ubicación geográfica y el
desarrollo socioeconómico de los seis países determinan una serie de factores particulares para esta
futura industria en la región, como son: la oferta o fuente de suministro, los precios respectivos, las
características de la demanda, los riesgos de la inversión y la debilidad institucional.
En la región no hay producción de gas natural a la altura de las necesidades y no se espera que
ésta se desarrolle en la próxima década; en consecuencia, el suministro provendría de fuentes
externas. Desde un punto de vista geográfico, podría abastecerse al Istmo desde Norteamérica, con un
gasoducto entrando por la frontera de Guatemala con México, o desde Sudamérica, con un ducto que
llegue a Panamá desde Colombia. Las condiciones del suministro son diferentes en cada alternativa.
En el caso del suministro por el norte, la molécula de gas provendría de los yacimientos ubicados
en el sur del territorio mexicano. El punto de alimentación para el gasoducto hacia América Central sería
Ciudad Pemex. Sin embargo, desde un punto de vista comercial, este energético podría ser comprado
tanto en México como en los Estados Unidos. En la primera alternativa, la transacción sería
directamente con Pemex o potencialmente con un comercializador privado. La segunda tendría dos
opciones: compra en los Estados Unidos con el pago de un peaje "ficticio" a Pemex, o una operación de
swap físico con dicha empresa estatal mexicana, el cual consiste, por un lado, en la entrega de gas a
Pemex en la frontera México - Estados Unidos, para ser comercializado en el norte de México y, por el
otro, en la devolución de un volumen equivalente en el sureste mexicano, para ser exportado al Istmo
Centroamericano.
En el caso del suministro por el sur, el gas provendría, en una primera etapa, de yacimientos
situados muy probablemente en la costa atlántica colombiana, actualmente explotados por la empresa
pública ECOPETROL y por compañías petroleras privadas. El punto de alimentación del gasoducto
submarino se situaría presumiblemente cerca de la ciudad de Cartagena.
Para un abastecimiento desde Norteamérica, el escenario de precio máximo del gas a la
entrada del gasoducto regional centroamericano correspondería a la situación en que este energético
se comprara en la frontera sur de los Estados Unidos, y se transportara (en forma ficticia) hasta el
sureste de México. A su vez, el precio mínimo sería igual al que se fija para las ventas de primera
mano en Ciudad Pemex, de acuerdo con las directivas vigentes de la Comisión Reguladora de Energía
(CRE). A título de ejemplo, esos precios se situaron en promedio entre 2.31 y 1.63 $US/MMBtu,
respectivamente, en el período comprendido entre julio de 1994 y junio de 1997 (36 meses).
En el caso de suministros desde Colombia, el precio del gas a la entrada de los ductos
troncales observaría mayor incertidumbre, ya que en este país los precios del gas en boca de pozo
están en proceso de desregulación, y quedarían totalmente libres en el año 2005. Una proyección del
nivel de precios en boca de pozo estima que éstos irían de 1 a 1.5 $US/MMBtu, entre 1998 y el 2005.
Conviene resaltar que el establecimiento de un sistema de abastecimiento de gas natural en el
Istmo Centroamericano es un proyecto con alto nivel de riesgo. Además de los riesgos técnicos, que
3
son prácticamente iguales en todos los continentes, existen los de mercado y los políticos, específicos
a la región.
Hasta ahora, el gas natural ha quedado un tanto al margen de la política energética de los países
del Istmo, lo cual es normal pues ese hidrocarburo sólo se produce en forma escasa en Guatemala. En
ese sentido, los países de la región tienen muy poca experiencia con ese energético, trátese de aspectos
técnicos, normativos, legales o regulatorios. Al no haberse utilizado nunca el gas natural, no hay
reglamentos ni regulaciones para dicho energético. De igual modo, los recursos humanos preparados
para las tareas que se desprenden de la introducción de ese combustible son reducidos o prácticamente
inexistentes. No obstante, se necesita personal altamente capacitado para orientar el desarrollo de la
industria de gas natural, y regular su desenvolvimiento, a fin de evitar prácticas abusivas y favorecer una
justa repartición de los beneficios entre consumidores, empresarios y poderes públicos.
Con el fin de apoyar el proceso de análisis que deberá realizarse para identificar las mejores
opciones para la futura industria de gas natural en el Istmo Centroamericano, se han identificado, por
un lado, los elementos principales del proceso de suministro y, por el otro, el papel de los diferentes
actores involucrados. Esta separación es de singular importancia ya que permite detectar algunos
elementos de flexibilidad en la selección del marco regulatorio en cada país, lo cual incrementaría la
posibilidad de negociación entre firmas y gobiernos, así como entre estos últimos. Los elementos
principales del proceso de suministro son seis: abastecimiento, construcción del gasoducto,
transporte, comercialización, consumo y entorno.
Tomando en cuenta las especificidades del suministro y las experiencias internacionales, es
posible imaginar algunos escenarios probables para la estructura y funcionamiento de la industria de gas
natural en el Istmo Centroamericano. El primero consiste en una cadena de abastecimiento verticalmente
integrada, con negociaciones entre empresas privadas, tal y como históricamente se desarrolló el gas
natural en el mundo. El segundo considera que el abastecimiento es asegurado por una firma integrada
verticalmente, con clientes que no tienen suficiente poder de negociación para contrarrestar el poder
monopólico de la firma, por lo que el Estado debe intervenir para prevenir abusos, pero sin desbaratar la
integración vertical de la firma. El tercer escenario libera a los consumidores finales del monopolio y les
abre la posibilidad de negociar la compra del gas en los mercados mayoristas fuera de la región,
utilizando el gasoducto para transportar el combustible hasta los lugares de consumo mediante el pago de
un peaje, aunque también pueden seguir comprando el gas a la firma del gasoducto. El cuarto escenario
retira a la firma del gasoducto la posibilidad de comprar y vender el energético, limitándola a ofrecer
servicios de recepción, transporte y entrega de gas por cuenta de terceros. Finalmente, el quinto escenario
plantea una desregulación progresiva, a partir del segundo escenario.
El proyecto de suministro de gas natural al Istmo Centroamericano abriría a los gobiernos de
los seis países la posibilidad de analizar, desde sus inicios, el mejor esquema organizativo para el
desarrollo de esta industria futura, así como los acuerdos regionales mínimos requeridos, y los marcos
regulatorios nacionales necesarios, entre otros. Antes de iniciar el proceso de negociación a nivel
regional, cada país debería analizar los objetivos de política energética que persigue en materia de gas
natural, así como el modelo de organización y regulación que mejor contribuya al logro de los
mismos.
Con respecto al esquema regulatorio para la introducción del gas natural en el Istmo
Centroamericano, es conveniente identificar claramente dos niveles: por un lado, una regulación
común mínima para los seis países del Istmo, y por el otro, los marcos regulatorios nacionales. El
primero corresponde a los grandes principios básicos para la creación de un mercado de gas natural,
4
los cuales serían negociados y aceptados por todos los países, conformando lo que se denomina en
este documento: Tratado Marco para la creación del Mercado Regional de Gas Natural. Este tratado
se referiría a normas comunes para la organización y el funcionamiento de la industria de gas natural
en el Istmo Centroamericano; estos principios básicos deberían también ser compatibles con las
grandes líneas de los marcos regulatorios de los países fronterizos: Colombia y México.
El segundo componente corresponde a los marcos regulatorios nacionales, los cuales
deberían ser compatibles con el Tratado Marco, e incorporar aspectos propios de las leyes y las
administraciones de cada país. Éstos serían los que a final de cuentas regirían las relaciones con la
firma o consorcio que desarrolle el proyecto. Consecuentemente, cada país debería emitir una ley de
gas natural, con el objeto de definir un marco jurídico que brinde seguridad y estabilidad a los actores
futuros de la industria del gas natural, en particular por los altos riesgos del proyecto, ya que se trata
de un mercado a crearse. Los rubros en los cuales los gobiernos tienen un margen de maniobra más
amplio para reflejar las condiciones y objetivos nacionales, se refieren a los conceptos vinculados a la
comercialización y su enlace con la demanda.
El tema de la integración vertical y horizontal de la industria de gas natural (transporte y
distribución a grandes clientes) en la región es un asunto clave en la definición de su estructura. Si
bien la experiencia internacional indica que una desintegración vertical es un factor favorable a la
introducción de la competencia en un mercado de gas natural, las condiciones de base del suministro
de este energético al Istmo Centroamericano apuntarían a analizar con mayor cuidado este punto.
En el ámbito regulatorio, un aspecto que debería ser estudiado con atención por los gobiernos
es la integración vertical multisectorial gas natural - electricidad, que podría llevar a que algunos
actores adquirieran posiciones dominantes dentro de un país. Las leyes antimonopólicas son un
instrumento indispensable para analizar aquellos segmentos no regulados, como la generación de
energía eléctrica o la comercialización de gas natural; sin embargo, se debe notar la debilidad que
muestran en este tema la gran mayoría de los países de la región.
5
INTRODUCCIÓN
En febrero de 1998, la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) presentó el
Estudio de prefactibilidad de un gasoducto México - Istmo Centroamericano, como un aporte
adicional al proceso de integración regional del sector energía. A partir de dicho evento, se ha
realizado toda una serie de acciones tendientes a avanzar en el proceso de la introducción de este
energético en la región.
Así, los Ministros responsables del subsector hidrocarburos de América Central, reunidos
en Managua, Nicaragua, en marzo de 1998, solicitaron, entre otras cosas, analizar otras
alternativas de suministro de gas natural a la región. Esto condujo a que, a finales de 1998, la
CEPAL iniciara, con recursos de dicha comisión y un aporte limitado del proyecto
OLADE/CEPAL/GTZ, un estudio sobre el suministro desde Colombia y Venezuela, el cual se
encuentra actualmente en ejecución. Un evento de mucha importancia fue la reunión de Tuxtla
Gutiérrez II, realizada en San Salvador, El Salvador, el 17 de julio de 1998, en la que los
Presidentes de América Central y México acordaron avanzar en el proceso de definición de un
marco regulatorio regional para el gas natural.
Paralelamente, diversas empresas privadas han venido manifestando públicamente su
interés por el proyecto de suministro de este energético a la región, tanto por el norte como por el
sur. Dicho interés se ha materializado, en algunos casos, en la elaboración de estudios de mayor
detalle, según información pública. Por otro lado, algunos proyectos regionales del subsector
eléctrico han comenzado a considerar la posibilidad de este nuevo combustible para la producción
de energía eléctrica.
A pesar de este interés generalizado sobre el gas natural, el conocimiento en la región
sobre los diferentes aspectos normativos, regulatorios y operativos de esa industria, es aún débil.
Tanto las autoridades energéticas de algunos países como los foros regionales de hidrocarburos y
electricidad, han expresado la necesidad de aumentar el conocimiento sobre este nuevo
combustible.
Respondiendo a esta inquietud, la CEPAL ha preparado el presente documento con la
intención de fortalecer el enfoque regional del suministro de gas natural al Istmo Centroamericano,
con dos objetivos específicos: por un lado, de tipo informativo, con fines didácticos, para difundir
los conceptos básicos de la industria del gas natural y de las reformas recientemente realizadas a
nivel mundial, y por el otro, proporcionar a las autoridades responsables del subsector
hidrocarburos de la región, un documento base para discutir los alcances de los futuros trabajos
sobre los aspectos regulatorios del gas natural.
El documento se desarrolla en tres capítulos. En el primero se aborda el tema de la
industria del gas natural y sus reformas, presentando los modelos de organización industrial y las
formas de regulación; para este fin, se realizó una investigación bibliográfica de las publicaciones
más importantes. En un segundo capítulo se presentan las reformas en la industria de gas natural
6
en los países industrializados, así como las experiencias en América Latina, con un análisis especial
de los marcos regulatorios existentes en la región. En el tercer capítulo se examinan las opciones
de organización y regulación para una futura industria de gas natural en el Istmo Centroamericano,
estudiando sus características, el proceso de suministro, los actores, así como la construcción del
marco institucional. Finalmente, la bibliografía aporta un listado de libros, documentos y
publicaciones, cuya consulta coadyuvaría a ampliar los conocimientos de los interesados sobre el
tema.
7
I. LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL: MODOS DE
ORGANIZACIÓN Y REGULACIÓN
En sus inicios, la industria de gas natural se desarrolló en forma diferente en los dos principales
mercados (Estados Unidos y Europa), por sus características específicas. Los respectivos modelos
fueron influenciados por algunas condiciones particulares, como el nivel de producción nacional, la
localización de las fuentes de suministro extranjeras, el grado de concentración de la producción, y el
nivel de desarrollo de las redes, entre otras. Es así que el grado de integración vertical, el régimen de
propiedad de las empresas, y el grado de concentración, han sido diferentes en los Estados Unidos y en
Europa. Aquellos países de América Latina con producción de gas natural, siguieron más de cerca el
modelo europeo en su desarrollo.
Las características de monopolio natural del transporte y la distribución del gas natural, así
como el carácter de servicio público, justificaron la intervención del Estado para proteger a los
consumidores de abusos de las firmas, estableciendo reglas estrictas (regulación) e incluso asignando la
gestión de las redes a una empresa pública (en los casos europeos y latinoamericanos). Sin embargo,
los excesos de la regulación, en algunos casos, así como el interés por aumentar la eficiencia económica
de las empresas mediante la introducción de la competencia en aquellos segmentos en que fuera
posible, en otros casos, dieron origen a todo un proceso de reforma en la industria de gas natural, desde
mediados de la década de los años setenta. Este proceso de reforma dio lugar a nuevos modelos de
organización y mecanismos de regulación, los cuales son abordados en este capítulo.
A. ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL
La organización de la industria de gas natural es variada, en algunos países las actividades están
integradas en una sola empresa; en otros, las actividades están total o parcialmente separadas, y una o
varias empresas participan en cada uno de los segmentos de la cadena. En algunos casos, los
operadores son públicos; en otros, privados o mixtos, regidos por un sistema de permisos o licencias.
En esta sección se presentan los componentes y características de la cadena del gas natural, los modelos
de organización de la industria y los nuevos mercados que han surgido con los procesos de reforma.
1. La cadena del gas natural: componentes y características
La industria del gas natural se compone fundamentalmente de cuatro actividades: exploración/
producción, transporte (incluye almacenamiento), distribución y comercialización. Por tener una
infraestructura de red, los segmentos de transporte y distribución presentan características de
monopolio natural. Por el contrario, los otros segmentos de la cadena son potencialmente competitivos,
es decir, segmentos donde puede desarrollarse una importante competencia entre firmas. 1
1
La exploración, producción y venta al mayoreo son denominadas actividades "corriente arriba"
("upstream"). Por su parte, el transporte, almacenamiento, distribución y comercialización al menudeo son
los segmentos "corriente abajo" ("downstream").
8
a)
Exploración / producción
Las condiciones naturales que dan lugar a la formación de gas natural son similares a las del
petróleo; en consecuencia, las etapas de exploración y producción son prácticamente iguales para
ambos hidrocarburos, de forma que la mayoría de las veces se desarrollan conjuntamente. El gas
natural se encuentra generalmente asociado con hidrocarburos líquidos, aunque la proporción varía en
forma significativa. En este sentido, se dice que el gas es asociado si se extrae en menores proporciones
que el petróleo, y es no asociado, en la situación inversa. En este último caso, se realiza una serie de
operaciones, primero para localizar y extraer el gas natural del subsuelo, y luego para liberarlo de
sustancias líquidas (principalmente butano y propano, con otros hidrocarburos) e impurezas (bióxido de
carbono, nitrógeno, azufre). 2 Finalmente, se recolecta de los campos y centros de procesamiento hasta
un centro nodal, para su inyección en un gasoducto de transporte (“gathering”). 3
La exploración y producción de gas natural es una actividad intensiva en capital, con altos
riesgos. En esta etapa se observa la presencia de economías de escala multiproductos a nivel de la
firma; sin embargo, esas economías de escala no son lo suficientemente importantes como para eliminar
la competencia en este segmento. Las empresas deben efectuar cuantiosos desembolsos, muchos de las
cuales son irrecuperables, primero para adquirir derechos de exploración y tecnología, y luego para
explorar y perforar. Las firmas en general son individualmente grandes, pero modestas al compararlas
con las dimensiones del mercado.
b)
Transporte
Si bien la exploración y producción de petróleo y gas natural se desarrollan conjuntamente, este
último tiene un volumen 1,000 veces superior al petróleo, para un mismo contenido energético.
Además, su forma gaseosa implica un conjunto de requerimientos físicos que deben ser tomados en
cuenta por la infraestructura energética. Las características del transporte del gas natural - altos costos
de inversión, un alto grado de inflexibilidad y significativas economías de escala y envergadura - crean
una dinámica de mercado distinta a la del petróleo. El costo de transporte del gas natural por unidad de
energía por kilómetro es superior - en muchos casos - en más de 10 veces al costo equivalente del
petróleo. Es por eso que el factor transporte tiene una importancia significativa en el mercado del gas
natural.
El transporte a gran distancia se efectúa por ductos especiales (gasoductos), o mediante barcos
especialmente acondicionados (metaneros). Cuando se utiliza un gasoducto, el gas se comprime antes de
entrar en los tubos; estos yacen bajo tierra y llegan a medir hasta 48 pulgadas de diámetro. Estaciones de
compresión situadas a lo largo del trayecto comprimen el gas a intervalos regulares, para obtener su avance.
El principal interés de utilizar este medio es que el producto no cambia su forma, es decir, se transporta en
2
Un gas "amargo" contiene cantidades apreciables de azufre y un gas "dulce" ha sido liberado
de esa impureza.
3
Los centros donde es reagrupado el gas proveniente de los campos de producción se conocen
en los Estados Unidos como "hub"; en ellos coinciden grandes sociedades de transporte. Estos centros son
lugares comerciales en donde se determinan los precios de referencia; el más conocido es el “hub” de Henry
en Louisiana, que sirve de referencia a las transacciones en el mercado spot y el mercado de futuros.
9
forma gaseosa. Entre los principales inconvenientes se cuenta la rigidez que introduce entre las zonas de
producción y consumo, así como la importancia de la inversión inicial. Cuando se utiliza un barco metanero,
el gas debe ser sometido a un proceso de licuefacción por enfriamiento progresivo hasta alcanzar –150°C.
Una vez convertido en gas natural licuado (GNL), se carga en las grandes esferas del barco. A la llegada a
puerto, el producto es gasificado e introducido en gasoductos para completar su viaje hasta el consumidor
final. Escoger uno u otro medio de transporte depende en buena medida de la distancia a la que se quiere
enviar el producto: generalmente se escoge un ducto cuando las distancias son inferiores a 3,000 kilómetros.
Para trayectos más importantes, el barco ofrece mayor atractivo económico.
Según estudios realizados por la Agencia Internacional de Energía, el costo de conducción del
gas natural por las tuberías representa una porción significativa del precio final de venta al consumidor.
Así, por ejemplo, el costo de transporte y distribución en Estados Unidos representa el 60% del precio
al consumidor final, en tanto que el restante 40% corresponde al costo de producción. En Francia la
proporción es de 70% y 30% respectivamente.
El transporte de gas natural, como toda infraestructura en red, tiene un carácter de monopolio natural,
pues presenta economía de escalas, de envergadura ("economies of scope") y de producción conjunta. En
ese sentido, se observan importantes economías de escala en la construcción y operación de los ductos. Los
costos fijos son muy elevados y los costos variables relativamente bajos. La mayoría de los costos fijos son
irrecuperables pues los gasoductos tienen limitado uso alternativo. Los costos de operación son bajos pues
transportar gas a través de los ductos es fácil y económico. Adicionalmente existen economías de escala
asociadas a las características multiproductos de los servicios de transporte. Una compañía transportadora
puede ofrecer diversos servicios de acuerdo al cliente, entre otros, recepción y entrega diferida, servicio
interrumpible o no interrumpible, poder calorífico y presión de entrada y salida. En esas condiciones no es
económico que dos o más compañías desarrollen sus propios sistemas para abastecer la misma zona
geográfica; es mejor que actúe una sola firma. Sin embargo, cuando las dimensiones del mercado son
considerables, puede haber una o más compañías de transporte.
4
Por su parte, el almacenamiento del gas natural permite dotar de una gran flexibilidad a la red
de transporte de gas natural. Generalmente ambos se construyen en forma conjunta, pues es más
económico almacenar gas a altas presiones que a bajas. Las facilidades de almacenamiento permiten
una administración de la demanda con entregas uniformes de gas, el balance de las cargas ante las
fluctuaciones del mercado diarias y mensuales, así como la cobertura de las demandas máximas, al
poder cubrir las demandas en horas pico. Los métodos más comunes de almacenamiento de gas son: el
uso de los campos agotados de gas, la creación de cavernas salinas y el uso de acuíferos. También es
posible almacenar el producto en forma líquida, como GNL.
c)
Distribución
La distribución consiste en el conjunto de operaciones necesarias para entregar el gas a los
consumidores finales, incluyendo el transporte del gas por medio de ductos a baja presión, el suministro físico
en el lugar de consumo y la medición. Las empresas de distribución tienen generalmente la obligación de
4
Existe un monopolio natural en un mercado cuando es más económico suplir dicho mercado
con una sola firma que con dos o más. En este caso, se dice que la función de costos de dicha firma es
subaditiva.
10
servir a los clientes finales y debe estar en condiciones de poder satisfacer necesidades que varían a lo largo
de día, la semana, el mes y el año. Adicionalmente, estas firmas requieren de una concesión en un área
geográfica determinada, algunas con exclusividad para brindar el suministro de gas natural.
Al igual que el transporte, el segmento de distribución tiene características de monopolio natural, en
razón de las economías de escala asociadas a las operaciones de conducción del producto por las tuberías.
Adicionalmente, aparecen economías de envergadura, debido a que muchas de las operaciones que realiza la
firma se llevan a cabo con el mismo sistema de distribución.
d)
Comercialización
Esta actividad ha aparecido en forma explícita con la introducción de los nuevos modelos de
organización y se puede desagregar en dos niveles distintos: por un lado, en el mercado mayorista, con
la compra del gas proveniente de los campos de producción para la reventa; por otro lado, en el
mercado minorista, para la venta a los consumidores finales.
En las primeras etapas de desarrollo de la industria del gas natural y hasta hace algunos años, el
comercio al mayoreo se realizaba, por regla general, de manera integrada a las actividades de transporte
y distribución. En el caso europeo, un grupo de compañías de distribución se ponían de acuerdo para
comprar grandes cantidades de gas a un país productor y construir el gasoducto que se necesitaba para
conducir el hidrocarburo desde el lugar de producción hasta los centros de consumo. La transacción se
plasmaba en un contrato de abastecimiento de largo plazo. En los Estados Unidos y Canadá la situación
ha sido un poco diferente por la elevada presencia de productores individuales. En esos países, los
contratos de largo plazo fueron desapareciendo con el proceso de reforma, al tiempo que se
desarrollaba un mercado “spot”, en donde participan productores, comercializadores mayoristas
(“traders”), empresas de distribución y grandes consumidores.
De igual modo, la venta de gas al consumidor final ha sido tradicionalmente una actividad
llevada a cabo por la empresa de distribución, facturando un precio en “paquete”, es decir, sin
distinguir costos de medición, entrega, conexión, facturación y del producto. En los nuevos modelos de
organización de la industria, la empresa de distribución no necesariamente es la empresa que suministra el
gas; adicionalmente se han desarrollado empresas especializadas en la medición y el cobro. La factura final es
desglosada para identificar con transparencia los cargos por cada uno de los servicios.
En sus dos niveles, el segmento de comercialización se presta al desarrollo de una fuerte
competencia pues las economías de escala son muy limitadas. El tamaño de la firma es en consecuencia muy
pequeño, comparado con las dimensiones del mercado. Y aunque sin regulación su tamaño aumenta
notablemente, esto no es suficiente para inhibir la competencia en el segmento.
2. Modelos de organización
La reforma de la industria de gas natural se originó en los Estados Unidos, donde el modelo previo fue
fuertemente cuestionado por los efectos perversos de una regulación muy estricta de la industria, en particular
por el control de precios en una parte importante de la producción. También influyó la existencia de contratos
de suministros con cláusulas “take or pay” entre productores y transportistas, los cuales resultaron demasiado
11
onerosos para estos últimos cuando bajaron los precios del gas y desaparecieron los temores de escasez. Esta
situación llevó a los transportistas a aceptar, en 1985, la apertura de los ductos, a cambio de la anulación de
dichos contratos. Este cuestionamiento desembocó en un amplio movimiento desregulatorio que se extendió
posteriormente hacia Gran Bretaña, al resto de Europa y a los países en desarrollo, en ese orden.
La reforma ha comprendido tres procesos no necesariamente ligados: i) la desregulación de
actividades, es decir, la apertura de las actividades a nuevos actores y a la competencia entre ellos; ii) la
desintegración estructural, que significa la separación de los segmentos de la cadena, y iii) la privatización,
que es la venta de los de activos públicos. A partir de ese proceso de reforma, han surgido nuevas formas de
organización industrial y nuevos mercados, cada vez más complejos.
Aunque toda tentativa de clasificación de los modelos se basa en criterios relativamente arbitrarios,
un ejercicio útil pues permite esclarecer la amplitud y el alcance del proceso. Según A. Juris, 5 los cambios
introducidos por los procesos de reforma en la industria han dado lugar a esquemas diferentes, los cuales
pueden clasificarse en cuatro modelos, de acuerdo con el nivel de competencia que se plantea generar (véase
el diagrama 1): i) integración vertical, ii) competencia en el mercado mayorista; iii) competencia en el
mercado mayorista y acceso abierto a los ductos y, finalmente, iv) desagregación de los servicios
(“unbundling”) y competencia al menudeo (“retail competition”).
a)
Integración vertical
La integración vertical fue el modelo predominante de la industria en la mayoría de países
productores de petróleo y gas natural en el pasado. Bajo esta modalidad, las actividades de producción,
transporte, distribución y venta a los usuarios finales son realizadas por una sola
5
Véase Juris, A. (1985) The emergence of Markets in the Natural Gas Industry, The World
Bank, Policy Research Working Paper, Washington, D.C., U.S.A.
12
Diagrama 1
ESQUEMAS DE ORGANIZACIÓN DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL
Integración vertical
Producción
Transporte
Distribución
Uso final
Competencia en el mercado mayorista
Productor
Productor
Transporte
Uso final
Distribución
Productor
Competencia en el mercado mayorista y acceso abierto en ductos
Residencial
Comercial
Productores
Transportista
Distribuidor
Industrial
Mercado
mayorista
Comerciantes y
abastecedores
Electricidad
Desagregación de servicios y competencia al menudeo
Residencial
Comercial
Productores
Transportista
Distribuidor
Industrial
Mercado
spot
Comerciantes y
abastecedores
Electricidad
Transporte de gas
Operación de abastecimiento de gas
Fuente: Juris, A. “The Emergence of Markets in the Natural Gas Industry”, The World Bank , Policy Research Working Paper 1895, Washington, marzo 1998.
13
compañía, en la mayoría de los casos de propiedad pública. Se tienen también dos variantes, ya sea una
empresa pública encargada de la exploración / producción, y otra responsable del transporte y la logra inducir
una operación eficiente. Este modelo es ya muy raro en la realidad, siendo uno de los ejemplos Gazprom en
Rusia. Antes de los respectivos procesos de reforma, este modelo lo tenía Pemex en México, así como
Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y Gas del Estado en Argentina.
b)
Competencia en el mercado mayorista
En esta configuración la producción es separada del resto de la industria y se promueve la
competencia entre los productores. Estos últimos venden el gas natural a la empresa de servicio público, la
cual se encarga de conducir el energético hasta donde se requiera, así como de su venta al consumidor final.
La relación comercial entre productores y la empresa de transporte y distribución da origen a un mercado
mayorista. En este caso, la regulación es necesaria para proteger a productores y consumidores del poder de
mercado de la empresa dueña de los ductos; en el primer caso, fijando el precio al que debe comprar el
monopsonio y, en el segundo, fijando el precio al consumidor final, en forma similar al caso anterior. La
desventaja de este modelo es que la reducción de costos de producción lograda por los productores no
necesariamente se transmite a los consumidores finales, ya sea porque la regulación no es efectiva o porque la
empresa de transporte ejerce su poder hábilmente. Antes de 1986, British Gas se encontraba en esa situación:
compraba gas natural a más de 40 productores del Mar del Norte y los revendía a sus consumidores cautivos.
c)
Competencia en el mercado mayorista y acceso abierto a los ductos
Este modelo introduce el acceso a la red de ductos por parte de terceros. De esa manera, la empresa
de gas ofrece dos clases de servicio: por un lado, el suministro de gas natural a los usuarios finales y, por el
otro, el servicio de transporte para el gas que compran los grandes consumidores en el mercado mayorista
(clientes elegibles). Bajo esta modalidad también se considera el caso en el que la empresa de gas se divide
en una compañía de transporte y varias empresas de distribución, todas ellas con la obligación de transportar
gas por cuenta de terceros. Este modelo beneficia tanto a los productores, porque evita el problema del
monopsonio y multiplica el número de compradores, como a los distribuidores y grandes usuarios, porque
dejan de ser clientes cautivos y en adelante tienen diferentes opciones de abastecimiento. Como ejemplo de
esta modalidad se puede citar el caso de la industria de gas en los Estados Unidos entre 1985 y 1992, así
como el de British Gas entre 1986 y 1996.
Las transacciones en el mercado mayorista de gas natural se realizan generalmente en forma
bilateral, sin embargo, el proceso de compra del gas y de consecución de los servicios de transporte puede
resultar muy difícil y costoso para los participantes del mercado, en particular, para los pequeños
consumidores. Esto ha favorecido la aparición de los comercializadores mayoristas, quienes agregan las
ofertas y las demandas de un grupo de consumidores, comprando en su nombre gas natural en el mercado
mayorista y los servicios de transporte correspondientes, por lo cual cobran un cierto recargo.
Las tareas regulatorias en esta modalidad son múltiples. Las más importantes están relacionadas con
la protección a los usuarios finales que no son elegibles, la promoción de la competencia en el mercado
mayorista y la limitación del poder de mercado de las empresas que prestan el servicio de transporte. Los
precios a los usuarios finales son regulados de acuerdo con los mecanismos descritos para el primer modelo,
mientras que los precios en el mercado mayorista son libres, si existen condiciones de competencia. En caso
14
contrario, los precios son regulados bajo diversos esquemas. Por su parte, el precio del servicio de transporte
es regulado, pudiendo tener diferentes fórmulas.
d)
Desagregación de los servicios y competencia al menudeo
Este modelo de mayor competencia se alcanza agregando al precedente dos elementos
adicionales: la separación de la actividad de suministro de las actividades de transporte y distribución
("unbundling"), y la desregulación total de los mercados. De esa manera, se le retira a la compañía del
gasoducto la facultad de comerciar con gas natural y sólo puede ofrecer el servicio de transporte del
energético. De igual modo, todos los consumidores, incluidos los pequeños, tienen la posibilidad de
elegir al abastecedor de su preferencia. Sin embargo, la introducción de la competencia a nivel de
pequeños usuarios es más costosa que para los grandes consumidores, a causa de los costos de
administración de un mercado competitivo. Este modelo se puede llegar a alcanzar si se consigue una
verdadera situación de competencia en el mercado mayorista de gas natural. 6
Las transacciones de gas natural se realizan de preferencia por contratos de corto plazo, a fin de
conseguir el balance entre la oferta y la demanda. Este mercado de corto plazo o mercado “spot” tiende
a promover la eficiencia en toda la cadena del gas. Adicionalmente, el precio “spot” es utilizado como
referencia en los contratos bilaterales.
En principio, el incremento de la competencia elimina la necesidad de regular el precio en el
mercado mayorista. Para los servicios de transporte y distribución, los precios son regulados mediante
el mecanismo de límite de precios ("price cap"), el cual es más adecuado para un ambiente de mayor
competencia. A partir de 1998 ese modelo entró en vigor en Gran Bretaña, hasta ahora el único país en
alcanzar ese nivel de sofisticación para su industria de gas.
3. Emergencia de nuevos mercados
Pero la reestructuración de la industria de gas natural no sólo ha creado nuevos modelos organizativos,
sino también nuevos mercados que han transformado la forma como opera dicha industria. 7 En efecto,
en un esquema verticalmente integrado sólo existe un mercado; la venta al consumidor final se realiza
en “paquete”, sin distinguir, por un lado, el precio del gas natural y, por el otro, el precio del servicio de
transporte desde el lugar de producción hasta el lugar de consumo. Al introducir el acceso abierto a los
ductos y la desintegración vertical, han surgido dos grandes mercados: uno relacionado con el gas
natural (la mercancía) y otro con el servicio de transporte de dicho gas a través de una red de ductos (la
entrega). Ambos mercados están compuestos de varios submercados, según los servicios prestados;
entre otros, tiempo del servicio, confiabilidad, lugar de entrega, cobertura de riesgos, acuerdo
6
La introducción del acceso abierto en los sistemas de distribución para que los grandes
consumidores se beneficien de la competencia en la producción ha tenido resultados positivos en algunos países.
Sin embargo, los resultados de los programas piloto que han extendido esa posibilidad a los pequeños
consumidores no son del todo alentadores, pues se ha visto que la empresa distribuidora puede ejercer su poder de
mercado mediante el control del sistema de operación, medición y facturación, según el informe de Juris, A. antes
citado.
7
Véase Juris, A., The emergence…, (op.cit.)
15
financiero, cantidad y calidad del producto. Finalmente, conforme la desregulación se ha extendido a
todos los segmentos de la industria, han aparecido otros mercados, como los de almacenamiento,
medición e instalación de medidores, construcción de ductos y sitios de consumo, y balance de los
sistemas de gasoductos.
a)
Mercado de gas natural
En este mercado se lleva a cabo el comercio de gas natural en tanto que mercancía, es decir, sin
considerar los servicios de transporte. Comprende dos tipos de transacciones: la primera, relacionada
con la entrega física del gas natural, y la segunda, relacionada con la administración del riesgo asociado
a la variación de precios.
El mercado físico comprende las operaciones compraventa de gas natural, mediante “contratos
de gas” que realizan productores, comerciantes, abastecedores, compañías de transporte y compañías
de distribución, con la finalidad de entregar y recibir gas en una fecha y por un periodo determinado. La
entrega y recepción de gas que será revendido se realiza en el mercado mayorista (“wholesale gas
market”); la venta al consumidor final da origen al mercado al menudeo (“retail gas market”). Ambas
dimensiones del mercado físico tienen lugar en todos los modelos de organización de la industria. Si la
competencia en esos mercados es fuerte, el precio tenderá a ser determinado eficientemente sin
necesidad de regulación. En cambio, si la competencia es escasa, será necesaria la intervención del
regulador para contrarrestar el poder de mercado de los actores dominantes.
Los contratos de gas pueden ser de corto, mediano o largo plazo, dependiendo si la entrega
prevista se realiza en menos de un mes, menos de un año o durante varios años. Los contratos de largo
plazo han sido la forma tradicional de adquirir gas. Se les reconoce como la modalidad de comercio
más adecuada en una industria verticalmente integrada. En ellos se asienta el volumen acordado y la
forma de calcular el precio, así como las cantidades que serán entregadas por año o por mes. Todos los
contratos son diferentes porque reflejan las condiciones específicas a cada caso. Dichos contratos
reducen el riesgo de suministro y precio, pero carecen de flexibilidad para ajustar rápidamente oferta y
demanda a los cambios del mercado, sobre todo si éste es muy dinámico. En los países que han
desregulado y se ha multiplicado el número de participantes en el mercado, los contratos de largo plazo
han perdido importancia y han sido substituidos por contratos de corto y mediano plazos. Cuando los
productores, comerciantes, abastecedores y distribuidores han requerido equilibrar sus intercambios en
el corto plazo, se han creado mercados “spot”, los cuales se localizan donde existe una alta
concentración de compradores y vendedores, lo que ocurre cerca de un gran cruce de gasoductos o una
gran zona metropolitana. Si existe competencia efectiva, el precio “spot” tenderá a alinearse con el
precio marginal de largo plazo y será entonces un precio eficiente. Sin embargo, como los precios
“spot” tienden a la volatilidad, aumenta el riesgo para todos los participantes, situación que ha dado
lugar al desarrollo del mercado financiero de gas natural.
El mercado financiero del gas natural comprende las operaciones de compraventa de contratos
financieros de ese producto. La compraventa de estos títulos se usa principalmente como una cobertura
frente al riesgo asociado a las variaciones de precios del energético, por lo cual rara vez dan lugar a una
entrega física del producto. También se usan como instrumento de especulación y arbitraje. Los
contratos son muy diversos porque traducen las necesidades específicas de los participantes, los más
16
comunes son los forwards contracts, los future contracts, los swaps, y las options. 8 Los participantes
en el mercado financiero provienen, por un lado, de todos los segmentos de la industria del gas natural,
y por el otro, de instituciones financieras y comerciales especializadas en este tipo de mercado, como
bancos, corredurías y grandes casas de comercio. El mercado financiero se desarrolla cuando el
mercado físico alcanza cierta madurez y la mayoría del gas se intercambia mediante contratos de corto
plazo. Hasta ahora existen mercados financieros de gas natural en los Estados Unidos (el NYMEX) y
en Inglaterra (el IPE).
b)
Mercado de transporte
El mercado de transporte agrupa las operaciones de compraventa de servicios relacionados con
el transporte de gas por sistema de ductos. Las empresas de gasoductos ofrecen dichos servicios a los
transportistas ("shippers"), mediante contratos de transporte de corto o largo plazo, sobre una base
firme o interrumpible, de acuerdo a la confiabilidad del servicio. Nótese que este mercado sólo puede
tener lugar si se permite el acceso abierto a los sistemas por parte de terceros; su máximo desarrollo se
alcanza cuando se introduce la separación de los servicios y la competencia al menudeo. Este mercado
se subdivide en dos: el primario y el secundario. El mercado primario permite una distribución inicial
de los contratos de transporte, mientras que el mercado secundario facilita las operaciones de reventa de
dichos contratos entre clientes.
Un contrato de transporte asienta las condiciones específicas bajo las cuales se ofrece el servicio
de transporte. Entre las más importantes se cuentan la capacidad reservada, el volumen de gas que será
transportado, los puntos de recepción y entrega, la presión, la disponibilidad -firme o interrumpible-, el
calendario de entregas, la duración del contrato, así como las tarifas y cargos.
La naturaleza de la contratación depende de la estructura de la industria y de la regulación. En
una industria verticalmente integrada por lo general se trata de contratos de largo plazo que especifican
los volúmenes que serán entregados a lo largo de la vida del contrato, lo cual da certidumbre a los
participantes en cuanto a la oferta, demanda y recuperación de los costos fijos. En contraste, en una
industria desregulada surge la necesidad de contratos más flexibles, para que cada participante logre
equilibrar sus flujos en el corto plazo. En un ambiente competitivo aparecen nuevos servicios como los
de balance, almacenamiento y entregas sin aviso, así como un mercado secundario de capacidad. 9
En este mercado secundario se compran y venden contratos de transporte aún no utilizados. En
él convergen firmas que contrataron capacidades de transporte por arriba de sus necesidades reales, y
firmas que hicieron justamente lo contrario: contratar capacidades por debajo de sus requerimientos
efectivos. Así, el mercado secundario permite a los transportistas equilibrar sus necesidades de gas
natural con los servicios de transporte que contratan. Participan actores provenientes de todos los
segmentos de la industria, con excepción de las compañías de gasoductos, pues de otro modo ejercerían
su poder de mercado. Cada uno confecciona un portafolio de contratos que le aseguran una
disponibilidad aceptable al mínimo costo. El aumento de la competencia y la necesidad de transacciones
más rápidas ha dado lugar también a un mercado “spot” de transporte.
8
Sobre este tema, véase Fusaro, Peter C., (1998), Energy Risk Management. Hedging
Strategies and Instruments for the International Energy Markets, McGraw-Hill, New York, N.Y., U.S.A.
9
El primer mercado secundario de transporte apareció en los Estados Unidos en 1992.
17
B. REGULACIÓN
En los principales segmentos corriente abajo, es decir, transporte y distribución, la industria del gas
natural es una industria de red con características de monopolio natural, lo que ha dado lugar a la
intervención del Estado; en otros casos se ha justificado también dicha intervención por razones de
servicio público (véase recuadro 1). El esquema institucional para manejar esa situación ha tomado
históricamente dos formas: el establecimiento de un monopolio público bajo la tutela de un ministerio, o
la concesión del servicio a una empresa pública, privada o mixta, bajo la vigilancia de una agencia
regulatoria designada para tal efecto. En ambos casos se definen mecanismos de fijación de precios
especiales, para evitar que la empresa en esa situación obtenga ganancias excesivas.
1. Esquemas institucionales de la regulación
Los dos esquemas institucionales considerados son los siguientes:
a)
Monopolio público bajo tutela
En este esquema, el Estado vigila que la empresa pública encargada del monopolio cumpla con
las responsabilidades asignadas, usando la figura de la tutela, ejercida por uno o varios ministerios,
cuyos representantes tienen un sitio en el consejo de administración de la empresa. El problema es que
las diferentes funciones del Estado (accionista, administrador, regulador, vigilante social, encargado de
los grandes equilibrios económicos, etcétera) introducen generalmente una intervención funesta en la
administración de la empresa. Para contrarrestar ese peligro, algunos países han instaurado un sistema
de contratos-plan, con una duración de 3 a 5 años, donde se codifican las relaciones entre el monopolio
y su tutela, y se determinan objetivos específicos en materia de crecimiento, equilibrio financiero,
evolución de las tarifas, aumento de productividad e incorporación de mejor tecnología, entre otros
(caso de Francia).
b)
Empresa pública y/o privada regulada
Por regla general el Estado recurre a esta modalidad cuando desea transferir a la empresa, tanto
la responsabilidad de invertir en el establecimiento del servicio público, como los riesgos asociados a su
explotación. Para controlar el monopolio las autoridades públicas introducen la regulación, es decir, un
conjunto de reglas que dan por resultado la repartición de la renta entre consumidores, productores y
poder público. Esa intervención tiene tres objetivos centrales: i) proteger a los usuarios contra los
abusos de poder por parte del monopolio; ii) proteger a los inversionistas de posibles acciones
arbitrarias del Estado, y iii) promover la eficiencia económica y salvaguardar el interés general, lo que
significa, entre otros aspectos, seguridad de suministro y trato igual a los clientes. Como los medios de
control tienen un costo, el Estado debe velar porque ese costo sea siempre inferior a los beneficios de la
intervención, de otro modo, la regulación carecería de sentido.
18
Recuadro 1
REGULACIÓN DE LOS GASODUCTOS
De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, las cuatro razones principales para regular el transporte de
gas son: la presencia de importantes economías de escala, la falta de una competencia intermodal significativa
(posibilidad de transportar por otro medio el gas natural en ese estado físico), la existencia de barreras a la entrada
como consecuencia de las grandes inversiones requeridas, y finalmente, porque los gobiernos tienen tendencia a
limitar, por razones ambientales, la cantidad de gasoductos que atraviesan su territorio. Sin embargo, recientemente
los analistas han considerado que la falta de competencia intermodal y las barreras a la entrada pueden generar un
importante poder de mercado a las empresas transportistas, lo que justifica la intervención de los Estados, más allá
del concepto de monopolio natural.
De acuerdo con H. G. Broadman, el grado en que una empresa de transporte puede ejercer su poder de mercado está
determinado por la interacción de cuatro elementos principales de la estructura de la industria:
a)
El grado de dominación de la firma del gasoducto, tanto en la zona de entrada al ducto como en la de salida, es
decir, en el mercado mayorista y en city-gate.
b) La forma como se organizan las transacciones entre los productores y la firma del gasoducto, y entre ésta y las
compañías locales de distribución.
c) El grado de extensión en la integración de las compras y ventas de gas.
d) La presión ejercida por los competidores potenciales.
El mismo autor indica que la amplitud del dominio horizontal de la firma, tanto en las zonas de producción de gas
natural como en los puntos de llega del energético (city gate), juegan un papel central en la propensión de la firma
a ejercer un poder de mercado. Broadman concluye que en esas condiciones y para salvaguardar el interés general,
algún tipo de regulación se justifica.
Fuente: International Energy Agency, Natural Gas Transportation. Organisation and Regulation, OECD, Paris,
1994.
19
2. Mecanismos de fijación de precios
Los mecanismos de fijación de precios comprenden, en primer lugar, los casos clásicos en la teoría
económica: tarifación a costo marginal y a costo promedio (utilizados principalmente en los casos de
monopolios públicos). Los otros mecanismos analizados son: la tasa de retorno, el límite de precios, o
una combinación de los anteriores.
a)
Tarifación a costo marginal
De acuerdo a la concepción económica tradicional, en el caso de un monopolio natural el Estado
debe intervenir para imponer una tarifación igual al costo marginal, con el objeto de maximizar el
bienestar colectivo. 10 Esta solución, llamada de primer rango, permite alcanzar el óptimo de Pareto;
sin embargo, presenta un problema cuando la firma se encuentre operando en la parte de costos
promedio decrecientes. En este caso, la tarifa a costo marginal no cubre la totalidad de los gastos,
apareciendo entonces un déficit que debe cubrir el Estado, por medio de transferencias financiadas por
los impuestos. Sin embargo, estos impuestos causan efectos importantes sobre la asignación de los
recursos al resto de la economía. Por otro lado, el Estado no cuenta generalmente con los recursos
suficientes para cubrir estas transferencias. Todo ello causa dificultades en la aplicación de este tipo de
tarifa. Otro punto que siempre ha sido motivo de debate en este mecanismo de precios se refiere a la
utilización del costo marginal a corto plazo o a largo plazo. 11
b)
Tarifación a costo promedio
Ante el problema del déficit de una tarifación a costo marginal, una posible solución es buscar
la maximización del bienestar colectivo, bajo la restricción de un presupuesto balanceado. Ello
conlleva, en el caso de un monopolio monoproducto, a una tarifa igual al costo promedio. En el caso de
un monopolio multiproducto, se tiene una tarifa tipo Ramsey-Boiteux, en que la desviación entre el
precio y el costo marginal es inversamente proporcional a la elasticidad de la demanda compensada.
Este enfoque da una solución llamada de segundo rango.
El cálculo de los precios Ramsey-Boiteux no es fácil, ya que se requiere conocer las
elasticidades de la demanda de cada producto. Adicionalmente, este tipo de precios constituye un
sistema de tarifación lineal, con un mismo precio para cada bien. Sin embargo, existen tarifas no
lineales que pueden mejorar el bienestar colectivo. Por otro lado, la aplicación de estos precios acarrea
problemas de equidad, pues hace pagar a los clientes de bienes esenciales o de gran necesidad, una
mayor parte de los costos fijos comunes de la producción, ya que la demanda precisamente de estos
bienes es poco elástica.
10
La tarifación a costo marginal reposa sobre la teoría del equilibrio general y la teoría del
óptimo de Pareto, y su objetivo es la asignación óptima de los recursos dentro de una economía
descentralizada.
11
Para ampliar el tema de los mecanismos de fijación de precios en un monopolio natural, véase
la versión en español de Cuevas, F. (1993), La reglémentation d’un monopole naturel: le cas de
l’industrie électrique en Amérique Latine, une approche politique-économique, tesis de doctorado,
Universidad de Montpellier, Francia.
20
c)
Regulación por tasa de retorno (ROR)
La regulación de precios por costo de servicios liga los ingresos de una empresa regulada con sus
costos, los cuales comprenden sus gastos de operación, mantenimiento, depreciación e impuestos, además de
los intereses del capital comprometido en sus operaciones. La forma más común de regulación por costo de
servicios corresponde a la ROR. Este tipo de regulación, muy utilizada en los Estados Unidos desde que
surgieron las industrias de red, fija las tarifas de forma que éstas sean justas y razonables para los
consumidores, 12 y al mismo tiempo proporcionen a las empresas reguladas la oportunidad (no la garantía) de
ganar una tasa de rentabilidad razonable con respecto al capital. De esta forma se establece una cierta
relación entre los precios (o ingresos) y los costos de producción de la firma. Las tarifas se fijan de manera
que la empresa regulada pueda recuperar los costos de operación incurridos prudentemente 13 (operación,
depreciación anual e impuestos), y que la empresa tenga la oportunidad de ganar una tasa razonable de
ganancias.
La siguiente fórmula contable muestra la base de esta metodología:
Ingresos = Gastos + s(Activos netos o capital neto)
Donde s= Tasa de rentabilidad permitida
Ya que los costos de la empresa son totalmente reembolsados, la regulación por la tasa de
rentabilidad confiere un especial interés a la viabilidad financiera de la firma, sin ninguna referencia a la
eficiencia de los precios (tarifas a costo marginal). Su preocupación es que los precios permitan ingresos
suficientes para cubrir la totalidad de los gastos. Por otro lado, la tasa de rentabilidad permitida corresponde
al costo de oportunidad del capital, y está definida como el promedio ponderado de los costos de la deuda y
de los activos. Este tipo de regulación se adapta mejor en los casos de fuertes inversiones o de alta
incertidumbre económica. 14
Una vez que los precios han sido determinados, se mantienen sin modificaciones hasta la próxima
revisión de tarifas por la agencia regulatoria. Durante este período la empresa cuenta con ciertos incentivos
para reducir los costos, pues podría ganar una tasa de rentabilidad más alta que la permitida si así lo hiciera.
En el caso contrario, es decir si los costos se elevaran, la empresa ganaría una tasa inferior a la permitida. Esta
motivación a reducir los costos es una consecuencia de los retrasos en el proceso de revisión de las tarifas por
la agencia regulatoria ("regulatory lag"). Sin embargo, la empresa no tiene ninguna seguridad de guardar
estas ganancias extraordinarias por mucho tiempo, pues la agencia muy probablemente va a promover una
revisión de tarifas, a fin de hacer bajar la tasa de rendimiento mediante una reducción de los precios ("ratchet
effect" 15).
12
El concepto de "justo y razonable" es utilizado por las agencias regulatorias de los Estados
Unidos.
13
Si ciertos costos de operación o ciertas inversiones no son considerados como "prudentes" por
la agencia regulatoria, son excluidos de la fórmula tarifaria, de forma que no son reembolsados a la
empresa.
14
Véase Davidoci, M. (1995), Monopole naturel et réglementation, en Chevalier, J.M. editor
(1995), L´économie industrielle des stratégies d´entreprises, Montchrestien, Paris, Francia, págs. 197-218.
15
Véase Perrot, A. (1997), "Réglementation et concurrence", Economica, Paris, capítulo 1.
21
Esta modalidad de regulación ha sido cuestionada principalmente por dos factores. En primer lugar,
por la posibilidad de una sobrecapitalización (efecto Averch-Johnson 16), ya que la empresa tiene todo el
interés de escoger el nivel de capital más alto, a fin de maximizar su ganancia, una vez definida la tasa
permitida s. El segundo factor se refiere a la posibilidad de la empresa para aumentar los costos de
producción, ya que esta metodología permite el reembolso total de los gastos. Aun más, los costos
observados en un año dado sirven de base para la determinación de los precios del año siguiente. En
conclusión, la firma no tiene ningún incentivo para minimizar los costos.
d)
Regulación mediante límite de precios ("price cap")
La idea de esta forma de regulación, introducida en Gran Bretaña en 1984 para responder a las
críticas presentadas contra el sistema ROR, consiste en separar los precios de venta de los costos de
producción, de forma que la empresa regulada esté incentivada a reducir los costos. De acuerdo con ese
mecanismo, el regulador impone a la empresa regulada la restricción de que un promedio ponderado de los
precios de sus productos no debe superar un límite fijo durante un período de varios años (frecuentemente
entre 4 y 5 años). Como los precios no aumentan con el crecimiento de los costos, la empresa tendrá todo el
interés de minimizar sus costos. El precio techo (P) evoluciona en función del índice general de precios al
consumidor (∆RPIt,t+1), así como de un factor de eficiencia negociado entre el regulador y la empresa (X%),
para compartir las ganancias esperadas por el aumento de la productividad de la empresa entre los
consumidores y los propietarios.
∆P t,t+1 = ∆RPIt,t+1 – X %
La utilización del índice de precios presenta dos ventajas. En primer lugar, es un indicador muy
conocido por el público, simple de aplicar. En segundo lugar, es equitativo para los consumidores, pues
compensa los cambios de precios reales. Evidentemente se supone que los movimientos del índice de precios
van en la misma dirección que las variaciones de precios de los factores de producción utilizados por la
empresa regulada. Por su parte, la utilización del factor de ajuste X en la fórmula es una manera de
considerar las variaciones de la productividad. En este caso, la empresa regulada está obligada, ex ante, a
distribuir a los consumidores una parte del aumento de la productividad bajo la forma de una reducción de
precios en términos reales de X% por período.
Existen diferentes modalidades de esta fórmula, cuyas variantes más conocidas son la regulación con
ponderadores fijos o canasta de tarifas (tariff-basket regulation), la de ingreso promedio (average-revenue
regulation) y la de ingreso máximo (revenue cap regulation). En términos generales, esta modalidad
regulatoria tiende a proteger al consumidor contra el poder de mercado del monopolio, favorece la
competencia, mejora la eficiencia de la producción y alienta la innovación. Su principal atributo es su
eficiencia para minimizar costos. Sin embargo, esta regulación plantea algunos problemas particulares.
Después de un cierto tiempo y como consecuencia de cambios en los costos de producción, la productividad,
o en la función de demanda, la empresa puede obtener rentas muy grandes, inaceptables desde un punto de
vista político; o al revés, puede observar pérdidas elevadas, esta vez inaceptables para la empresa. Por otro
16
Véase Averch, H. y Johnson, L.L. (1992), "Behaviour of the Firm under Regulatory
Constraint", en American Economic Review, vol. 52, diciembre, págs. 1052-1063.
22
lado, se hace necesario fijar un nivel mínimo de calidad de los productos o servicios, pues de lo contrario la
empresa regulada podría estar incentivada a reducir la calidad de manera ineficiente.
Con la finalidad de comparar ventajas y desventajas entre los dos mecanismos de fijación de precios
más utilizados, en el cuadro 1 se hace una comparación entre la regulación por tasa de rentabilidad y la
regulación por límite de precios.
e)
Regulación combinada
Es frecuente encontrar regulaciones que combinan diferentes mecanismos, por ejemplo la de
tipo límite de precios con la de costo de servicio. Esta metodología híbrida se aplica también durante un
período predeterminado (entre 4 y 5 años) e incorpora ajustes por inflación e incremento de eficiencia
logrados en dicho período. Los modelos teóricos que combinan ambos elementos concluyen que: i) una
fórmula pura límite de precios sería óptima cuando la firma es neutra al riesgo o cuando los costos no
están sujetos a incertidumbre, y ii) la fórmula por costo de servicio sería adecuada cuando la firma es
adversa al riesgo y cuando la incertidumbre sobre los costos es más importante. 17
17
La regulación aprobada en México es un buen ejemplo, ya que combina tres modalidades (costo del
servicio, canasta de tarifas e ingreso promedio), con el objetivo brindar a las firmas la flexibilidad necesaria para
el desarrollo de nuevos sistemas (“new greenfield projects”).
23
Cuadro 1
COMPARACIÓN ENTRE LA REGULACIÓN POR TASA DE RENTABILIDAD Y
LA DE PRECIO MÁXIMO
Mecanismos regulatorios
Características
Tasa de Retorno
•
•
Ventajas
•
•
•
•
Desventajas
•
Precio Máximo
Ajuste de precios para garantizar una tasa de ganancia •
razonable en función del capital invertido.
La ganancia de la firma se determina aplicando al •
capital un coeficiente igual a la diferencia entre la ROR
y la tasa del de interés del mercado. Los costos de la •
firma son 100% reembolsables a condición de que sean
prudentemente realizados.
•
El regulador fija un precio techo. La firma tiene
libertad de ofrecer un precio más bajo.
Pueden existir varios techos. Cada uno se define
con base en una canasta de bienes o servicios.
Los precios se ajustan periódicamente de acuerdo
con un factor exógeno a la firma (X%),
determinado de antemano y por negociación.
En el largo plazo los factores exógenos y las
canastas de bienes y servicios pueden modificarse.
•
Énfasis en el bienestar de los consumidores ya que
se les garantiza una cierta baja de precios (se
determina un excedente mínimo para el
consumidor).
Permite una elevada flexibilidad tarifaria.
Introduce fuerte incentivo para reducir costos
Garantía de recuperación de costos fijos.
Diversificación eficiente hacia actividades anexas.
Si las ponderaciones de precios se aproximan a las
cantidades producidas, se llega a una fórmula de
tipo Ramsey-Boiteux, con coeficientes de
proporcionalidad que varían con el precio techo.
Incitación a invertir.
Estimación muy exacta de la renta ya que la ganancia
está casi controlada.
Énfasis en la viabilidad de la firma.
Modalidad más adaptada en caso de inversiones
cuantiosas y cuando la incertidumbre económica es
elevada.
•
•
•
•
•
•
Incentivo para reducir costos dependientes del
tiempo que toma el regulador y de la credibilidad
de éste (riesgo de subinversión).
•
Necesidad de fijar estándares mínimos de calidad.
•
•
Riesgo de subsidios cruzados si en una misma
canasta los bienes son heterogéneos (solución:
•
establecer tantas canastas como elasticidades
presentes).
•
•
Problemas de ponderación si un nuevo bien entra
en la canasta.
•
•
Problemas de revisión del factor X% debido a la
asimetría de información.
•
Problemas para determinar el intervalo de tiempo
óptimo antes de fijar nuevos precios máximos.
•
Si el contexto es incierto, el techo debe fijarse muy
•
arriba para preservar la rentabilidad de la firma.
En ese caso puede ser preferible el sistema ROR.
•
Los precios resultantes de la fórmula RPI-X% no
•
deben ser ni demasiado bajos ni demasiado altos
porque impiden la entrada de nuevos
competidores o ya no son incitativos.
Fuente: Davidovici, M. (1995), "Monopole naturel et réglementation”, en Chevalier, J.M., L’économie industrielle des stratégies d’entreprises, París,
Montchrestien, y elaboración propia.
Tendencia
al
aumento
de
costos
por
sobrecapitalización de tipo Averch Johnson e
ineficiencia de Liebenstein.
Evaluación subjetiva de la ROR (conocimiento
imperfecto de costos).
Riesgo de subsidios cruzados si se establece una ROR
global en lugar de una ROR para cada mercado.
Multiplicación de ajustes de precios en períodos de
inflación.
Si la firma participa en ambos mercados (regulados y
competitivos) y la ROR se limita a las actividades
reguladas, se alienta a disminuir la producción para el
mercado competitivo, con la finalidad de incrementar
la ganancia mediante un alza en la fracción de costos
fijos asignados al mercado regulado.
Poco incentivo para reducir costos, sobre todo porque
los costos observados en t sirven de base para calcular
la ROR en t+1.
Rentas de información importantes.
24
II. PROCESOS DE REFORMA E INTEGRACIÓN REGIONAL
DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL
Los procesos de reforma de la industria de gas natural han permitido la aparición de nuevas
estructuras con características comunes, como: introducción de la competencia en ciertos segmentos,
participación preponderante de actores privados, ampliación en el número de actores involucrados en
la industria, aprobación de nuevas leyes, decretos, o directivas, etc. Sin embargo, el análisis de las
reformas en los países industrializados y en América Latina, permite detectar algunas
particularidades, de acuerdo con las características propias de cada país. Uno de los resultados más
relevantes de estas reformas ha sido la aceleración de los procesos de integración regional, ya sea
para la creación de mercados regionales de gas natural, o para alimentar a nuevos países. En el caso
de Latinoamérica, este proceso ha recibido un fuerte impulso por parte de las nuevas empresas
privadas presentes en la industria del gas natural. Este capítulo examina entonces los procesos de
reforma en Norteamérica, Europa y América Latina, así como los procesos de integración regional,
para finalizar con un análisis de los marcos regulatorios existentes en Latinoamérica.
A. PROCESOS EN LOS PAISES INDUSTRIALIZADOS
Al inicio de la década de los años ochenta el sector energético de gran parte de los países
industrializados (en particular los europeos) estaba dominado por empresas estatales, con precios
controlados, fuerte apoyo a la producción doméstica de energía mediante megaproyectos y barreras al
libre comercio. Esas políticas altamente intervencionistas reflejaban las necesidades de una situación
energética percibida por los gobiernos como sensible, así como el clima favorable a un mayor
involucramiento gubernamental en la economía. Desde entonces, en particular a partir de mediados
de los años ochenta, ha disminuido el intervencionismo y el dirigismo en los mercados energéticos y
en otros sectores de la economía, como reflejo de: i) una situación energética más estable para los
países importadores de energía; ii) el fracaso o los altos costos de las políticas intervencionistas; iii) el
profundo viraje en las conductas gubernamentales hacia la política económica esperando mejores
beneficios con enfoques basados en el mercado, y iv) la influencia del proceso de globalización en el
diseño de las políticas energéticas, que al inducir una mayor interdependencia, reduce la efectividad
de las acciones nacionales. La planificación energética y el estricto control gubernamental para
alcanzar mayor seguridad energética han sido dejados de lado en gran medida, mientras que se ha
impulsado la privatización de la industria energética en Canadá (petróleo), Francia, (petróleo), Italia
(petróleo, electricidad y gas natural), Reino Unido (petróleo, electricidad, gas natural y carbón) y los
Estados Unidos (enriquecimiento de uranio), por citar algunos ejemplos.
Dentro de ese contexto se han realizado esfuerzos para generar estructuras más competitivas
en la industria del gas natural, suprimiendo monopolios y promoviendo la competencia, mejorando la
regulación o cambiándola por nuevos enfoques, así como transfiriendo la propiedad de las empresas
públicas al sector privado, todo ello con la finalidad de alcanzar una mayor eficiencia. Esos cambios
han avanzado más rápidamente en los Estados Unidos y el Reino Unido, pero prácticamente todos los
países han comenzado, en mayor o menor grado, a moverse en esa dirección, en particular los de la
Unión Europea, en razón a la entrada en vigor de una directiva en la materia. Los cambios en la
estructura de la industria de gas natural incluyen el alejamiento del concepto de empresa de servicio
25
público integrada verticalmente y la introducción de la competencia en los mercados donde ello es
posible. Los dos elementos clave en esta tendencia son la separación de las actividades de
producción, transporte, distribución y comercialización en unidades de negocio dentro de una misma
empresa o en varias empresas, así como la provisión de derechos de acceso a terceros en los sistemas
de transporte y distribución (véase el cuadro 2 y el anexo I). A continuación se presentan las reformas
en Norteamérica y Europa. 18
1. Norteamérica
a)
Estados Unidos
El mercado estadounidense de gas natural es el más importante del mundo; en su seno alberga
alrededor de 5,000 productores privados, entre los cuales se encuentran las grandes compañías
petroleras internacionales y las pequeñas empresas familiares. Su producción es la segunda más
importante del mundo, sólo superado por Rusia; sin embargo, se observa una elevada concentración
de las reservas probadas en los 10 productores más importantes. Por otro lado, Estados Unidos cuenta
con una vasta red de gasoductos, la más vieja y desarrollada del mundo, con alrededor 240,000 millas
de ducto de alta presión, correspondiente a 44 grandes compañías. El segmento de la distribución es
muy diversificado; es posible abastecer a los grandes clientes desde los gasoductos de alta presión,
mientras que los clientes cautivos son atendidos por las empresas de distribución local. La industria
está sometida a una regulación federal ejercida por la Federal Energy Regulatory Commission
(FERC), y a una regulación local ejercida en cada estado por una Public Utility Commission (PUC).
La FERC regula el transporte interestatal y las PUC el transporte y la distribución en el estado.
Desde 1938 y hasta finales de la década de los años setenta la regulación sobre los gasoductos
de transporte fue muy severa, con la finalidad de controlar el poder de mercado de las firmas
transportadoras. A partir de entonces se inició un proceso desregulatorio creciente, comenzando con
la desregulación de las ventas a la cabeza del pozo (1978), el acceso a los sistemas por parte de
terceros (1985) y, finalmente, la separación del servicio de transporte de las ventas de gas
("unbundling") (1992). A la regulación de las empresas mediante la tasa de retorno se han venido a
agregar mecanismos más incitativos como los del tipo límite de precio y los sistemas híbridos. Con
esas disposiciones la administración federal ha buscado poner en marcha un mercado competitivo lo
más abierto y libre posible.
18
Esta parte se apoya fundamentalmente en Elizalde, A. (1998), Modèles d’organisation et de
réglementation de l’industrie du gaz naturel: le cas du Mexique, Memoria de DEA, Université Paris IXDauphine, y Centre Économie et Gestion, École Nationale Superieur du Petrole et des Moteurs (IFP),
París, Francia, septiembre.
Cuadro 2
CARACTERÍSTICAS DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL EN PAÍSES SELECCIONADOS EN 1997
Tasa de
dependencia de
las importaciones
%
Modelos de
organización
industrial 1/
Estados Unidos
Tasa de
penetración del
gas natural en
el consumo
primario %
24
13.3
Modelo 3
Canada
29
1.5
Modelo 3
Argentina
44
6.6
Modelo 3
Venezuela
53
0.0
Modelo 1
Tasa de Retorno y/o
Límite de precios (RPI-X)
Tasa de Retorno y/o
Límite de precios (RPI-X)
Tasa de Retorno y/o
Límite de precios (RPI-X)
Tutela
Colombia
13
0.0
Modelo 3
Reino Unido
29
1.9
España
7
Francia
País
Regulación del transporte y la
distribución
Año de introducción
del acceso a la red
por parte de terceros
Autoridad
Regulatoria
Nombre
Año de creación
FERC
1997
1985
NEB
1959
1986
ENARGAS
1992
1992
Estado
…
n.a
Tasa de Retorno
CREG
1995
1996
Modelo 4
Límite de precios (RPI-X)
OFGAS
1986
1982
95.7
Modelo 3
Tutela
Estado
…
1996
12
92.2
Modelo 2 2/
Estado
…
n.a
Italia
28
64.9
Modelo 2 2/
Tutela con
Límite de precios (RPI-X)
Tutela
AEEG
1995
n.a
Rusia
49
0.0
Modelo 1
Tutela
Estado
…
n.a
Australia
18
0.0
Modelo 3
Tasa de Retorno y/o
Límite de precios (RPI-X)
ACCC
1995
1997
n.a. No autorizada
1/ De acuerdo con la clasificación de A. Juris.
2/ Se clasifican dentro del modelo 2 porque la firma dominante extrae el hidrocarburo en el extranjero a través de sus filiales y luego lo importa.
Fuente: Elizalde, A., Modèles d’organisation et de réglementation de l’industrie du gaz naturel: le cas du Méxique, Mémoire de DEA, Université Paris IX-Dauphine, septiembre 1998.
27
Para adaptarse a la nueva estructura de la industria, las firmas han comenzado establecer
alianzas horizontales y verticales para alcanzar una masa crítica que les permita a los productores
reforzar su posición a lo largo de toda la cadena, y a los comercializadores asegurar recursos estables.
Asimismo, nuevos lazos se establecen entre empresas gaseras y eléctricas, con la finalidad de ofrecer
servicios integrados a los consumidores finales.
b)
Canadá
La industria gasera en Canadá guarda mucha similitud con la de los Estados Unidos, por
razones geográficas, culturales e históricas. Se contabilizan más de un centenar de empresas privadas
productoras de gas; se trata tanto de grandes compañías petroleras y gaseras, como de pequeñas
sociedades explotando un solo pozo. Más de la mitad de la producción canadiense se exporta a los
Estados Unidos. Existen seis grandes empresas de transporte provincial, interprovincial u orientadas a
la exportación, mientras que la distribución corre a cargo de empresas locales; cada provincia cuenta
con una gran firma distribuidora (en Ontario operan tres). Al igual que en el país vecino, en Canadá
se aplica una doble regulación: federal y provincial. La primera corresponde a la Oficina Nacional de
Energía, que regula la construcción, explotación y ampliación de gasoductos interprovinciales e
internacionales, así como las tarifas de transporte y las exportaciones e importaciones. El mecanismo
regulatorio tradicionalmente utilizado ha sido la tasa de retorno; sin embargo, han comenzado a
adoptarse algunos otros de tipo incitativo, como el precio máximo y los sistemas híbridos.
A partir de 1986 se puso en marcha un mercado competitivo, con precios del gas natural
libremente negociados, y con acceso por parte de terceros a los sistemas de transporte, sobre una base
no discriminatoria. Varias empresas de comercialización han comenzado a operar. Por otro lado, en
forma similar a lo que ocurre en los Estados Unidos, se observa el fenómeno de alianzas verticales y
horizontales, así como entre compañías gaseras y eléctricas, tendientes a ofrecer servicios integrados
a los clientes finales.
2. Europa
a)
Reino Unido
Hasta principios de la década de los años ochenta British Gas Corporation (BGC) detentó el
monopolio en el transporte, la distribución y la compra de gas natural a los productores del Mar del
Norte. En 1982 se instauró el acceso a la red por parte de terceros, lo que en la práctica no funcionó
por el poder de mercado de BGC. La empresa fue privatizada en 1986, pero conservando su
integración vertical; asimismo, se estableció un mercado libre para la distribución a los grandes
consumidores (arriba de 25,000 termias anuales) y un mercado reglamentado para los pequeños
consumidores, basado en una formula tarifaria tipo límite de precio. Adicionalmente se creó una
agencia regulatoria del abastecimiento de gas (Office of Gas Supply), organismo independiente del
gobierno, pero cuyo director fue nombrado por el ministro de tutela, y un Consejo de Consumidores
de Gas Natural. En 1992 se obligó a la BGC a crear filiales de transporte y distribución y reducir su
participación, tanto en las compras de gas de primera mano, como en las ventas al sector industrial y
comercial. Posteriormente, en 1995, la BGC fue separada en cinco entidades distintas, de acuerdo con
la actividad principalmente desarrollada. A partir de abril 1998 el mercado se abrió totalmente,
28
incluyendo la venta a pequeños consumidores. Todos esos cambios han dado por resultado la
estructura siguiente: en la producción participan varias decenas de compañías, pero 12 de ellas
controlan el 80% de la oferta. British Gas (Transco) opera la red de transporte y los sistemas de
almacenamiento; cuenta con 40 clientes (“shippers”), ya sean filiales de sociedades petroleras o
empresas distribuidoras, que operan como comerciantes al mayoreo. El abasto al consumidor final
está escindido, entre la función comercial (“supply”) y la entrega física. Los abastecedores
(suppliers) compran gas a los comerciantes mayoristas para luego revenderlo a los consumidores
finales. Las tarifas de transporte y almacenamiento están reguladas mediante un mecanismo de límite
de precios.
b)
España
Una empresa domina el sector gasero español: Gas Natural SDG, que se sitúa como el tercer
grupo más importante de Europa, sólo superado por la BGC y Gaz de France. Su dominio lo ejerce a
través de ENAGAS, compañía de importación y transporte, de cuyas acciones posee el 91%, así como
de su participación total o mayoritaria en las empresas de distribución. La producción nacional es
reducida y sólo opera una empresa: Repsol Exploración. Desde 1986 desapareció el monopolio en la
importación de gas, pero en la práctica ENAGAS continúa realizando esa actividad comprando gas a
Noruega, Argelia, Libia y Australia. Esa misma empresa posee las plantas de regasificación, la red de
transporte, así como la mayor parte de los sistemas de almacenamiento. En la distribución participan
ENERGAS (50%), Gas Natural SDG (40%) y una veintena de pequeñas empresas de servicio
público. El Ministerio de Industria y Energía ejerce la regulación y otorga las concesiones para
construir y explotar gasoductos, además de aprobar los contratos de importación y fijar los precios a
los consumidores finales. En 1996 se autorizó el acceso abierto a los sistemas. Sin embargo, los
concesionarios disponen de algunos medios para denegar el acceso, en los casos en que: i) afecta
negativamente la calidad de la prestación del servicio púbico; ii) no existe capacidad disponible; iii)
los volúmenes adicionales impiden a ENAGAS cumplir con sus contratos take or pay; iv) el
solicitante no tiene su casa matriz en algún país de la Unión Europea, y v) el solicitante niega el
acceso a sus sistemas en otros países. En 1998 se sometió una ley al Parlamento, para liberalizar la
industria.
c)
Francia
Altamente dependiente de las importaciones, la industria de gas de Francia se presenta como
el prototipo del monopolio público verticalmente integrado. Gaz de France guarda una posición
dominante en el mercado francés, ya que detenta el monopolio legal en la importación y la
distribución, así que el cuasi-monopolio en el transporte. Las importaciones provienen de Rusia,
Noruega, Argelia, los Países Bajos y Abu-Dhabi. La regulación se realiza mediante un ministerio de
tutela, pero estableciendo un contrato - plan y mecanismos incitativos como el del tipo límite de
precio. El acceso a la red por parte de terceros todavía no ha sido adoptado, sin embargo se ha
comenzado a flexibilizar la participación de nuevos actores.
d)
Italia
El Ente Nazionale Idrocarburi (ENI) es la empresa pública verticalmente integrada encargada
de la producción, transporte y distribución de hidrocarburos, incluyendo el gas natural. Estas
29
actividades las realiza a través de sus filiales: AGIP en la producción (90% del mercado) y SNAM en
la importación, transporte, almacenamiento y venta a los distribuidores. Por ley, las comunas se
encargan de la distribución, directamente o constituyendo empresas especializadas, de las cuales se
cuenta actualmente con alrededor de 750 (40% privadas, 40% públicas y 20% mixtas). La SNAM no
interviene directamente en este segmento pero participa mayoritariamente en las grandes empresas de
distribución. Los otros productores, que aseguran el 10% de la producción, venden su gas
directamente a centros industriales y centrales eléctricas. SNAM es la única empresa importadora
(Argelia, Rusia y Países Bajos). La empresa eléctrica ENEL ha firmado acuerdos comerciales con
Argelia y Nigeria, pero la SNAM ha impuesto como condición para que ese gas entre en Italia que
transite por su red de gasoductos. Buscando una mejor solución, ENEL decidió importar el gas
nigeriano vía Francia, para lo cual se requeriría construir una planta de gasificación en este último
país. Como parte de las mutaciones sectoriales cabe destacar el proceso de privatización de la ENI
iniciado en 1995. En la actualidad el Estado italiano detenta el 55% del capital de la empresa, pero al
parecer continuará colocando porcentajes suplementarios en la bolsa. Hasta ahora la regulación se
realiza mediante un ministerio de tutela. Por lo pronto ha sido creada la Autorita per l’Energia
Elettrica e il Gas, como embrión de ente regulador, encargado de hacer recomendaciones al gobierno
en cuanto a condiciones de acceso a los sistemas y fijación de precios y tarifas.
e)
Unión Europea
La regulación del gas natural en la Unión Europea se encuentra enmarcada por la Directiva
98/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre normas comunes para el mercado interior del
gas natural, publicada en junio de 1998 (véase el anexo II). Dicha directiva establece normas
comunes para todos los países de la Unión Europea, relativas a la conducción, distribución,
suministro y almacenamiento de gas natural. Asimismo, define las normas relativas a la organización
y funcionamiento del sector gas natural, incluyendo el gas natural licuado, el acceso al mercado, el
funcionamiento de las redes y los criterios que se aplican para otorgar autorizaciones de conducción,
distribución, suministro y almacenamiento de gas natural. Esta regulación se encuentra sustentada por
la definición de mercado interno para la Unión Europea, la cual se refiere a un espacio sin fronteras
interiores en el que la libre circulación de mercancías, personas, servicios y capitales está garantizada.
En sus considerandos, la Directiva enuncia algunos conceptos muy importantes. Entre ellos se
pueden mencionar los siguientes: i) de acuerdo con el principio de subsidiariedad, las normas
comunes de la Directiva constituyen únicamente un marco de principios generales, cuya aplicación
concreta debe confiarse a los Estados miembros, los que podrán mantener o escoger el régimen más
adecuado a su situación particular; ii) para algunos Estados miembros puede ser necesaria la
imposición de obligaciones de servicio público, a fin de garantizar la seguridad del suministro, así
como la protección del consumidor y del medio ambiente; iii) para llegar a un mercado competitivo
del gas natural es preciso proporcionar acceso a las redes de gasoductos, iv) las disposiciones de la
presente Directiva no afectan las normas fiscales nacionales, etcétera.
La Directiva contempla que cada Estado debe autorizar los permisos para la construcción o
explotación, en su territorio, de instalaciones de gas natural, gasoductos y el equipo correspondiente.
Sin embargo, las normas técnicas deben garantizar la interoperabilidad de las redes, además de ser
objetivas y no discriminatorias.
Con respecto a la transparencia de las operaciones, la Directiva contempla que las compañías
integradas deben llevar una contabilidad separada para sus actividades relacionadas con el gas
30
natural. Asimismo, los Estados Miembros tendrán el derecho de acceder a la contabilidad de las
compañías de gas natural, para consultas que resulten necesarias, pero preservando el carácter
confidencial.
En cuanto al acceso a la red, es posible hacerlo en forma negociada, mediante acuerdos
comerciales o voluntarios, o por acceso regulado, en cuyo caso, con arreglo a tarifas publicadas y
demás condiciones de la utilización de la red. En cualquier caso, se debe evitar que alguna de las
partes abuse de su posición negociadora. Por otra parte, las empresas de gas natural podrán denegar el
acceso a la red, cuando su capacidad sea insuficiente, o cuando dicho acceso impida cumplir con las
obligaciones de servicio público.
La Directiva faculta a los Estados a especificar quiénes son los clientes calificados,
entendiéndose como tales a los clientes situados en su territorio, con capacidad jurídica para contratar
o adquirir gas natural. Bajo esta definición se encuentran, al menos, las centrales productoras de
electricidad alimentadas con gas, y los clientes finales que consuman más de 25 millones de metros
cúbicos de gas al año. Asimismo, la Directiva tiene previstas medidas tendientes a garantizar el
incremento de la apertura de sus mercados de gas natural durante un período de 10 años.
B. PROCESOS EN LATINOAMÉRICA
También en América Latina, desde principios de esta década se viene discutiendo y poniendo en
aplicación medidas tendientes a desregular y liberalizar la industria del gas natural. A continuación se
describen los procesos de reestructuración más representativos en la región.
1. Los procesos de reforma
a)
Argentina
Al inicio de los años noventa se puso en marcha una profunda reforma en la industria del gas
natural en este país, la cual comprendió un proceso de privatización, y la desintegración vertical y
horizontal de las actividades. A nivel de la producción, en 1992 se inició la privatización parcial de la
empresa petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), reteniendo el gobierno federal el 20% de
las acciones; al año siguiente se privatizaron las reservas de hidrocarburos. En 1998, el gobierno
federal vendió un 15%, mientras que el 5% restante se vendió recientemente. En la actualidad, la
producción de gas natural tiene un alto grado de concentración: tres empresas concentran el 81% de la
oferta, siendo YPF el mayor productor. Con respecto al transporte y la distribución, el Estado
privatizó la empresa pública Gas del Estado, en 1992, dando origen a dos sociedades de transporte
(una para el norte y otra para el sur) y a ocho empresas regionales de distribución, de las cuales tres
dan servicio en Buenos Aires. Argentina importa en la actualidad gas natural de Bolivia, y exporta a
Chile y Uruguay.
En 1992 se creó también el organismo independiente Ente Nacional Regulador de Gas
(ENARGAS), bajo la jurisdicción del Ministerio de Economía, Obras y Servicios Públicos. Las
importaciones son libres pero las exportaciones requieren de un permiso por parte de las autoridades.
El acceso a las redes es abierto, las empresas transportistas no pueden comprar ni vender gas, y la
31
integración vertical transporte-distribución está restringida. Las empresas de distribución tienen
derechos exclusivos en su zona de concesión. Por otra parte, los grandes consumidores pueden
seleccionar su proveedor y/o construir un ducto para conectarse directamente a la red de transporte.
b)
Bolivia
Hasta antes del proceso de capitalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boliviano
(YPFB) en 1996, la empresa pública participaba con el 75% de la producción de gas natural, la cual
provenía principalmente de los campos de Pío Monte, mientras que los contratistas privados
aportaban el 25% restante. En la actualidad las empresas privadas controlan la totalidad de la
producción mediante "contratos de riesgo compartido". La mayor parte de la producción se exporta a
Argentina y Brasil, pero existen compromisos de abastecimiento con Paraguay, aunque en menor
medida. La capitalización de YPFB condujo a la conformación de cinco nuevas compañías: dos en la
exploración - producción, dos para refinación y una para transporte. Esta cuenta con los ductos, tanto
para petróleo como para gas. Por otro lado, existen siete empresas privadas de distribución.
La nueva Ley de Hidrocarburos (abril de 1996) establece las modalidades de desarrollo de la
industria de gas natural, las características del ente regulador y los mecanismos y modalidades de
regulación de los mercados, normando tanto la exportación como el consumo interno, con una clara
orientación hacia la exportación. La regulación está a cargo de la Superintendencia de Hidrocarburos,
la cual depende del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE), bajo la tutela del Ministerio de
Hacienda y Desarrollo Económico. Existe libre acceso a los gasoductos, los cuales son regulados
mediante el mecanismo de tasa de retorno. Sin embargo, los concesionarios de transporte no pueden
distribuir, comprar o vender gas, o estar involucrarse en la producción de electricidad, excepto en
algunos casos.
c)
Colombia
La exploración y producción de hidrocarburos se lleva a cabo mediante contratos de
asociación (50-50%) entre la Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) e inversionistas privados,
nacionales o extranjeros. La mayoría y los más importantes yacimientos son operados bajo este
esquema. A raíz del lanzamiento del Programa para la Masificación del Gas Natural, el gobierno le
encargó a Ecopetrol el desarrollo de una red nacional de gasoductos de manera directa o con
participación del sector privado (contratos BOT y BOMT). El desarrollo de la distribución quedó a
cargo de empresas privadas o mixtas, aunque también pueden participar las municipalidades.
Bajo la tutela del Ministerio de Minas y de Energía se creó la Comisión de Regulación de
Energía y Gas (CREG), como una unidad administrativa especial con independencia técnica y
patrimonial. Comparte la responsabilidad de regular la industria del gas natural con la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la cual controla las entidades con actividades
de servicio público. El transporte y distribución son consideradas actividades de servicio público, y
están sujetas a una legislación específica. La integración vertical está prohibida, y se permite el
acceso a los sistemas por parte de terceros.
d)
Chile
32
La Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), localizada en el estrecho de Magallanes, es
prácticamente la única con producción de gas natural, la cual es de poca cuantía; en su mayor parte el
gas es reinyectado para mantener la presión de los campos. El desarrollo de la industria del gas
natural en este país es muy reciente. En 1995 se suscribió con Argentina el Acuerdo de
Complementación Económica No 16 entre la República de Chile y la República de Argentina
(normas que regulan la interconexión gasífera y el suministro de gas natural entre la República de
Chile y la República de Argentina) mediante el cual se liberalizó el intercambio de gas natural, de
forma que no existen restricciones para las negociaciones entre productores y compradores de las dos
naciones en relación con volúmenes, transporte, precios, lugar de origen y condiciones de los
correspondientes contratos comerciales (véase el anexo III). Paralelamente se aprobó en Chile el
Reglamento de Concesiones para el transporte y la distribución de gas. Esto permitió la construcción
de dos gasoductos, a través de los cuales Chile importa gas natural de Argentina. En el segmento de la
distribución existe una sola empresa para el suministro de la ciudad de Santiago. Conviene mencionar
que todas las actividades de la industria de gas están en manos privadas.
La regulación de la industria de gas natural es responsabilidad de la Comisión Nacional de
Energía, mientras que las funciones de fiscalización corresponden a la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles. Las transacciones entre los productores (extranjeros), transportistas y
distribuidores son libres, así como las efectuadas entre los distribuidores y los usuarios, tanto
residenciales como no residenciales. Por su parte, el acceso a los ductos es libre, no existiendo
prohibición expresa para la integración vertical.
e)
México
A partir de la nacionalización de la industria petrolera en 1938, la compañía nacional
Petróleos Mexicanos (PEMEX) adquirió el monopolio de todas las actividades de la cadena de gas
natural. Sin embargo, el proceso de modernización económica y las negociaciones del Tratado de
Libre Comercio de América del Norte a comienzos de ésta década condujeron a la adopción de una
nueva política de gas natural. En 1995 se cambió la legislación para abrir los segmentos corriente
abajo a la participación del sector privado nacional y extranjero, incluyendo la importación y
exportación. Sin embargo, el Estado continuó reservándose derechos exclusivos en las actividades de
exploración y producción, así como en las ventas de primera mano del gas nacional.
Las facultades de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), organismo desconcentrado de la
Secretaría de Energía, se extendieron para quedar como el ente regulador de las industrias eléctrica y
de gas natural. A partir de entonces se inició un programa de gasificación, definiendo y concediendo a
actores privados zonas de distribución a lo largo de todo el país. Se estableció el acceso a los ductos
por parte de terceros, pero también la separación de los servicios. Las redes de distribución de Pemex
y CFE que quedaron incluidas en las nuevas zonas de distribución fueron vendidas a los
concesionarios respectivos.
.
f)
Venezuela
Hasta hace pocos años PDVSA detentaba el monopolio público en la industria del gas natural,
llevando a cabo las diferentes actividades a través de sus filiales: Corpoven, Lagoven y Maraven, en
la producción; Deltaven en el transporte, y Cevegas en distribución. Sin embargo, en 1992 las
actividades corriente arriba, tanto en petróleo como en gas natural, fueron abiertas a la inversión
33
privada, en asociación con PDVSA. Al inicio de 1998, Cevegas, denominada actualmente PDVSA
Gas, se hizo cargo de las actividades de procesamiento, transporte, distribución y comercialización,
así como de la contratación con otras empresas para la colocación y venta, tanto de los líquidos
extraídos en las plantas de procesamiento, como del gas. Posteriormente, en mayo del mismo año, se
expidió un decreto y una resolución para dar al sector privado la oportunidad de participar en esas
actividades, incluyendo el gas metano y el etano. Desde entonces se han tomado medidas para iniciar
la gasificación de las principales ciudades del país y establecer un marco regulatorio.
2. Interconexiones gasíferas en América Latina 19
Los gasoductos internacionales actualmente en operación en América Latina son los siguientes:
a)
Estados Unidos - México
En total existen seis gasoductos internacionales entre estos dos países. Dos de ellos llegan a la
ciudad de Reynosa, uno con procedencia de McAllen en Texas (Estados Unidos), con un diámetro de
30" y una capacidad de 11.3 MMmcd, y el otro de Hidalgo (Estados Unidos), con una capacidad de
10.6 MMmcd. Otro gasoducto de importancia es el que se origina en Peñitas (Estados Unidos) y llega
a Matamoros (México), con una capacidad de 11.3 MMmcd.
Adicionalmente, en El Paso, Texas, sale un gasoducto con capacidad de 1.7 MMmcd, que
termina en Ciudad Juárez, Chihuahua. Por otra parte, el gasoducto que va de Naco, Arizona a Agua
Prieta en Sonora, tiene una capacidad de 0.5 MMmcd. Una conexión de menor tamaño es la existente
entre Eagle Pass en Texas a Piedras Negras, Coahuila, el cual tiene una capacidad de 0.1 MMmcd.
b)
Bolivia - Argentina
Bolivia exporta gas natural a Argentina mediante dos ductos. El primero es el gasoducto
YABOG, localizado entre Colpa (Bolivia) y Yacuba (Argentina), con una longitud de 541 km,
diámetro de 24", y capacidad de 8 MMmcd, el cual inició operaciones en 1972. El tramo boliviano es
propiedad de Transredes SA, constituida por Enron (25%), Shell (25%), fondos de pensiones (34%) y
el resto de ex empleados de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), mientras que el
tramo argentino pertenece a Transporte de Gas del Norte. El segundo es el gasoducto entre Bermejo
(Bolivia) y Ramos (Argentina), operado desde 1988 por la empresa Pluspetrol, el cual se encuentra
conectado con el Gasoducto Norte de Argentina. Tiene una longitud de 5 km, un diámetro de 12" y
una capacidad de 1.5 MMmcd.
c)
Argentina - Chile
19
Véase Figueroa, F. (1999), Interconexiones y perspectivas para el comercio de gas natural
en América Central y el Caribe 2000-2020, en documento de trabajo del proyecto OLADE/CEPAL/GTZ,
junio. Los valores de capacidad de los ductos son preliminares y están en proceso de revisión por parte del
autor.
34
A su vez, Argentina exporta gas natural a Chile a través de dos ductos en la actualidad. En
1996 comenzó a operar el gasoducto Magallanes 1 que va de Cullen (Argentina) a Cabo Negro
(Chile), para abastecer la segunda planta de metanol de la Empresa Methanex en Chile. El gasoducto
tiene una longitud de 83 km, 14" de diámetro y una capacidad de 2.0 MMmcd. Las empresas
propietarias son YPF de Argentina y ENAP de Chile. Posteriormente, en 1997, empezaron las
operaciones del gasoducto GasAndes, el cual parte de La Mora (Argentina) a San Bernardo (Chile),
con una longitud de 463 km. Con un diámetro de 24" y una capacidad de 8 MMmcd, abastece la
ciudad de Santiago. El propietario es un consorcio de empresas conformadas por Novacorp (56.5%),
Metrogas (15%), Chilgener (15%) y Cía. Gral. De Combustibles (13.5%).
d)
Argentina - Uruguay
El gasoducto del Litoral-Puente Internacional, el cual parte de Entre Ríos (Argentina) y llega
a la ciudad de Paysandú (Uruguay), inició operaciones en octubre de 1998, y permite la exportación
de gas natural argentino a Uruguay. Con una longitud de 26 km, tiene un diámetro de 8" y una
capacidad de 1.5 MMmcd. Un convenio entre los dos gobiernos proporcionó el marco general para la
construcción y operación de este gasoducto (véase el anexo IV).
e)
Bolivia - Brasil
En febrero de 1999 se inauguró el gasoducto Santa Cruz (Bolivia) a San Pablo (Brasil), con
una longitud 3 069 km, un diámetro de 32" y una capacidad de 30 MMmcd. El tramo boliviano
pertenece a la empresa Gas Transboliviano S. A., en la que participan como accionistas las siguientes
firmas: Transredes (51%), Enron (17%), Shell (17%), Petrobras (9%), y British Gas, El Paso y BHP
(con 2% cada una). El tramo brasileño es propiedad de la empresa Transportadora Brasileña de Gas,
cuya participación accionaria se divide entre Petrobras (51%), Transredes (12%), British Gas, El Paso
y BHP (con 8.33% cada una), Enron, Shell y empresas privadas de Brasil (con 4% cada una).
C. ANÁLISIS DE LOS MARCOS REGULATORIOS EN AMÉRICA LATINA
Hasta principios de 1998, sólo Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y México contaban con leyes para
regular los mercados de transporte y distribución de gas natural. A continuación se comparan los ejes
centrales de los marcos regulatorios vigentes; a saber, los principios y objetivos de la regulación, el
carácter del servicio público, los entes reguladores, la integración vertical, el libre acceso a las redes,
los precios en boca de pozo, las tarifas de transporte y distribución, así como los subsidios y el
régimen tributario. 20
1. Principios y objetivos de la regulación
20
Esta parte se toma fundamentalmente de Campodónico, H. (1998), La industria del gas
natural en América Latina y las modalidades de regulación, Serie Medio Ambiente y Desarrollo No. 9,
CEPAL, Santiago de Chile.
35
Los principios de la regulación gasífera son similares en casi todos los países analizados. Se trata de
dar una adecuada protección a los usuarios finales, teniendo en cuenta que algunas fases de la
industria del gas (transporte y distribución) constituyen monopolios naturales. En estos casos, el
estado debe intervenir e impedir los eventuales abusos de una posición dominante en el mercado,
favoreciendo además la continuidad y calidad en la prestación de los servicios. Es indispensable que
cuando éstos no se puedan ofrecer en condiciones de competencia, el Estado intervenga para que las
operaciones sean eficientes, lo que implica la optimización de la relación calidad/precio.
Los principios de la regulación gasífera constituyen la base programática de la acción de los
correspondientes entes reguladores. La mayoría de las legislaciones vigentes en los países de la
región consideran los principios de ganancia razonable o justa; competencia; eficiencia y
racionalidad; optimización de la calidad; contabilidad, seguridad y continuidad del servicio; acceso
sin discriminaciones, y cobertura máxima, entre otros. Bajo estos principios los marcos regulatorios
contemplan objetivos tales como los siguientes:
•
•
•
•
•
•
•
•
Favorecer los intereses y derechos de los usuarios mediante el mejoramiento de la calidad del
servicio público y su disposición final, a fin de garantizarles una mejor calidad de vida.
Promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural evitando la
utilización abusiva de una posición dominante en el mercado.
Propender a una mejor operación, contabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso
generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de gas natural.
Regular el transporte y distribución de gas natural asegurando tarifas justas y razonables.
Asegurar la prestación continua e ininterrumpida de los servicios, sin excepción alguna, salvo
cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito, o de orden técnico o económico que lo
impidan.
Elevar los índices de seguridad y reducir los incidentes vinculados con las prestaciones.
Estimular el uso racional del gas natural velando por la adecuada protección del medio ambiente.
Promover la inversión para asegurar el suministro en el largo plazo.
Las legislaciones vigentes no incluyen un tratamiento explícito sobre asuntos vinculados a la
equidad social y la participación de los usuarios, con excepción del régimen vigente en Colombia. En
este último se señala que debe ampliarse en forma permanente la cobertura, mediante mecanismos
que compensen la insuficiente capacidad de pago de los usuarios, y que éstos tengan un adecuado
acceso a los servicios.
2. Carácter de servicio público
Todos los países analizados establecen una distinción entre las fases de producción y las de transporte
y distribución. La producción de gas natural es considerada de interés general, rigiéndose por las
normas convencionales del mercado y la competencia, por lo que no está sujeta a regulación, salvo en
los casos de Colombia y México, donde se contempla la regulación de los precios en boca de pozo
durante un período transitorio, por razones específicas. El transporte y la distribución del gas natural
son considerados actividades de servicio público, por lo que son sujetos de regulación por parte del
Estado.
3. Funciones de los entes reguladores
36
En todos los países que cuentan con marcos regulatorios se han creado entes reguladores cuya
conformación varía según la forma de organización del Poder Ejecutivo. La tendencia general es
constituir entes con autonomía administrativa. En algunos casos están adscritos a ministerios o
secretarías de estado (Argentina, Colombia); en otros, forman parte de los sistemas nacionales de
regulación (Bolivia). En Chile la regulación es ejercida por una comisión interministerial. Por otro
lado, existen también algunas particularidades con respecto a su financiamiento. En algunos casos
dependen del presupuesto general, pero en otros (Bolivia y Colombia, por ejemplo) se financian con
aportes de las empresas reguladas.
Las funciones de los entes reguladores son similares en casi todos los países analizados,
destacando, entre otras, las siguientes:
•
•
•
•
•
•
•
otorgar concesiones y/o licencias a los transportistas y distribuidores de gas natural y declarar o
disponer su caducidad o revocatoria;
vigilar el cumplimiento de las obligaciones y derechos de los concesionarios y/o licenciatarios;
proteger los derechos de los consumidores, cargadores, concesionarios y productores;
asegurar el cumplimiento de las disposiciones antimonopólicas y de defensa de la competencia;
garantizar el acceso libre e indiscriminado a los ductos;
regular, fijar tarifas y promover la eficiencia y la continuidad de los servicios de transporte y
distribución; y
realizar todos los actos inherentes y necesarios para el cumplimiento de sus funciones de acuerdo
a la normatividad vigente.
37
4. Integración vertical
El tema de la integración vertical ha ocupado la atención de los problemas contemporáneos de la
regulación. Dependiendo del tipo de actividad a regular y de la dimensión de los mercados objeto de
regulación, se considera que la integración vertical podría generar situaciones que afectan la
competencia.
En la regulación regional de la industria del gas natural sólo en Chile no existe prohibición
expresa. La integración vertical entre las actividades de producción, transporte y distribución se
prohibe explícita y enfáticamente en Argentina y Colombia, mientras que en Bolivia y México se
autoriza sólo en casos excepcionales.
La legislación de Bolivia la permite en el caso de proyectos y operaciones en zonas aisladas
que no sean financiables ni económicamente rentables, sin integración vertical, o cuando sea
necesario para el desarrollo de nuevos mercados domésticos de distribución de gas natural por redes,
cuya eficiencia depende de dicha integración vertical.
En México, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) puede autorizar la integración vertical
cuando, a su juicio, ésta arroje ganancias de eficiencia y rentabilidad en la prestación del servicio, o
cuando sea estrictamente necesaria por carecer de la infraestructura de transporte requerida para
desarrollar el mercado de una zona geográfica determinada y al no haber otros interesados en llevar a
cabo el proyecto de transporte o distribución.
5. Libre acceso a la red
En Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y México se establece que los concesionarios, licenciatarios o
permisionarios deberán permitir a los usuarios el acceso abierto a los servicios, sin ningún tipo de
discriminación, en sus respectivos sistemas. Sin embargo, la legislación vigente incluye algunas
limitaciones al libre acceso, en relación con la capacidad disponible o no contratada, y con la
utilización efectiva de la capacidad contratada; se precisa que, en cualquier caso, el usuario potencial
deberá celebrar el correspondiente contrato para la prestación del servicio.
6. Formación de los precios en "boca de pozo"
En la mayoría de los países analizados el precio del gas natural en "boca de pozo" es de interés
general y por lo tanto no está sujeto a regulación. Sin embargo, existen problemas para determinar el
precio del gas ya que a diferencia del petróleo, el gas natural no cuenta con una cotización de
referencia internacional.
En algunos casos se ha tomado como referencia el precio internacional del fuel oil,
combustible que puede ser sustituido por el gas natural. No obstante, podría suceder que, a medida
que aumentan las reservas de gas y se incrementan las posibilidades de sustitución de otros
combustibles, el costo de oportunidad se encuentre más ligado a los costos promedio de producción,
transporte y distribución del gas.
En Argentina el precio del gas natural en "boca de pozo" es de interés general, y se determina
en forma libre, como resultado de la negociación entre productores, distribuidores, grandes usuarios y
38
comercializadores; lo mismo se aplica para las importaciones de gas. Por su parte, en Bolivia, donde
la mayor parte del gas es exportado a Argentina, el precio es concertado en negociaciones entre
ambos países; lo mismo se da en el caso de las exportaciones a Brasil que se realizan a través del
gasoducto Santa Cruz-Sao Paulo.
En Colombia, de acuerdo con las resoluciones de la CREG, la fijación del precio máximo
para el gas tiene varias modalidades, en función de la fecha de suscripción de los contratos de
exploración y explotación, estando ligados al precio internacional del fuel oil. Esto corresponde a un
período de transición, pues el proceso de desregulación contempla la liberalización total de estos
precios a partir del año 2005. Por su parte, en Chile, los exportadores e importadores deciden los
precios libremente, de conformidad con el Protocolo de la Complementación Económica entre
Argentina y Chile, suscrito en 1995.
En México, para la fijación de los precios internos, éstos se indexan a los precios domésticos
de los combustibles, vinculándolos con una canasta de precios del mercado de Estados Unidos,
agregándoles el costo de transporte en línea con el sistema de paridad de importaciones. Para prevenir
abusos en un mercado con vendedor único, y mientras no existan condiciones de competencia, la
regulación establece un precio máximo para las ventas de primera mano de gas producido en México,
el cual se calcula mediante un procedimiento de netback, utilizando como referencia los precios en el
sur de Texas y las tarifas de transporte en México.
7. Tarifas de transporte y distribución
En Argentina, Bolivia, Colombia y México los entes reguladores fijan las tarifas de transporte y
distribución de gas natural, con excepción de Chile que sólo regula las tarifas a usuarios de menos de
100 GJ. En los países que regulan, la tarifa que abona el usuario final es el resultado del precio del
gas natural negociado en el mercado mayorista, sumado a las tarifas por los servicios de transporte y
distribución. Existen, sin embargo, diferentes métodos de cálculo de las tarifas de transporte y
distribución.
a)
Regulación mediante límite de precios
Este mecanismo se aplica en Argentina y México. En el primer país, ENARGAS aprueba las
tarifas adoptando un límite de precios o price cap, ajustable por un índice de precios y un factor de
productividad. Al ser tarifas máximas, el prestador puede disminuirlas según su conveniencia
comercial (mantener o ampliar mercados), sin autorización del regulador, considerando siempre la
recuperación de los costos. Se debe garantizar a los transportistas y distribuidores que operen de
manera adecuada la obtención de ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos
razonables del servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable. Es interesante
destacar que el concepto de rentabilidad razonable se asimila, dentro del marco legal vigente, con la
tarifa que podría obtenerse en otras actividades de riesgo equiparable o comparable, debiendo además
guardar relación con un cierto grado de eficiencia y, por ende, de prestación satisfactoria de los
servicios. Las tarifas deben tomar en cuenta las posibles diferencias entre los distintos tipos de
servicios, en cuanto a su forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa de los
yacimientos y cualquier otra modalidad que dicho ente califique como relevante. Finalmente, debe
precisarse que, si bien el precio de venta del distribuidor al consumidor incluye los costos de su
39
adquisición y otros involucrados en la prestación del servicio, corresponde al ente regulador asegurar
a los consumidores el mínimo costo compatible con la seguridad del abastecimiento.
El sistema tarifario adoptado en México también se basa en la modalidad price cap. Las
empresas que participan en la licitación correspondiente proponen a la Comisión Reguladora de
Energía (CRE) las tarifas que esperan aplicar, las cuales deben ser calculadas siguiendo la
metodología expedida por la misma Comisión. Dicha metodología esta diseñada, de acuerdo con las
autoridades, para hacer posible que los permisionarios utilicen racionalmente los recursos, obtener
ingresos suficientes para cubrir los costos de operación y mantenimiento, los impuestos, la
depreciación y una rentabilidad razonable. Cuando a juicio de la Comisión Nacional de Competencia
existan condiciones de competencia efectiva, dicha metodología no será obligatoria y las firmas
podrán calcular las tarifas siguiendo procedimientos diferentes.
b)
Regulación mediante tasa de retorno
La regulación mediante tasa de retorno se aplica en Bolivia. Las tarifas para el transporte de
hidrocarburos y sus derivados por ductos, así como para la distribución de gas natural por redes, son
aprobadas por la Superintendencia de Hidrocarburos del SIRESE. La mecánica establecida permite
que la tarifa adoptada garantice un determinado retorno de la inversión realizada por el concesionario.
Para estos efectos el ente regulador debe asegurar el costo más bajo a los usuarios del sistema
de transporte de hidrocarburos y sus derivados, así como de la distribución de gas natural por redes,
precautelando la seguridad y continuidad en el servicio. Dicho costo debe a su vez asegurar a los
concesionarios considerando una administración racional y prudente los ingresos suficientes para
cubrir todos sus gastos operativos, impuestos (con excepción del Impuesto a la Remisión de
Utilidades al Exterior), depreciaciones y costos financieros y obtener una tasa de retorno adecuada y
razonable sobre su patrimonio neto. Corresponde además al ente regulador estimular a los
concesionarios para que incrementen la eficiencia de sus operaciones.
c)
Regulación combinada
Este es el caso de Colombia, país en el que no existe un sistema tarifario único. Las empresas
se rigen por las fórmulas que define periódicamente el ente regulador mediante resoluciones.
8. Subsidios
Las políticas aplicadas en los países analizados muestran diferencias con respecto a la
aplicación de subsidios. Dos tendencias se pueden detectar en los países analizados:
a)
Prohibición de "subsidios cruzados" y posibilidad de aplicar "subsidios fiscales"
Esta tendencia se puede verificar en los casos de Argentina, Bolivia, Chile y México. En
Argentina están prohibidos los subsidios cruzados pero pueden aplicarse subsidios fiscales o
gubernamentales, siempre y cuando estén contemplados explícitamente en el Presupuesto Nacional.
Estos pueden otorgarse a los usuarios residenciales del sur del país y a la denominada clase pasiva. En
40
Bolivia no se permiten subsidios cruzados, pero el marco legal no especifica si pueden aplicarse o no
subsidios fiscales. En Chile tampoco están permitidos los subsidios cruzados. Sin embargo, en el caso
de consumidores de menos de 100 GJ las tarifas pueden ser reguladas si se demuestra que el sistema
tarifario permite obtener ingresos de explotación que otorguen una tasa de rentabilidad económica
superior en 5% a la tasa de costo anual de capital.
Los "subsidios cruzados" no están permitidos en México. El otorgamiento de "subsidios
fiscales" a través de las tarifas sólo podrá derivarse de disposiciones adoptadas por las autoridades
competentes, y deberán cubrirse con recursos que éstas registren para tales propósitos. Su
otorgamiento no deberá afectar los ingresos de los permisionarios ni representar un costo adicional
para los mismos. Su aplicación deberá ser transparente y quedar explícita en las tarifas que se cobren
a los usuarios.
b)
Aplicación de "subsidios cruzados" bajo criterios de equidad social
En Colombia sí están permitidos los "subsidios cruzados" con el objeto de beneficiar a los
sectores de bajos ingresos. Las Empresas de Servicio Público que suministren o comercialicen gas
combustible los recaudarán en nombre de los consumidores que abastecen, aportando al "Fondo de
Solidaridad y Redistribución de Ingresos" de la Nación, la suma que resulte de aplicar el factor
pertinente del 20% al costo económico del suministro en city gate, según lo que disponga la Comisión
de Regulación de Energía y Gas domiciliario. Los recursos de dichos fondos serán destinados a dar
subsidios a los usuarios de estratos de bajos ingresos como inversión social, en los términos que fije
la Ley. Los "Fondos de Solidaridad y Redistribución de Ingresos" creados por los Consejos
municipales reciben las transferencias de las Empresas de Servicios Públicos y conceden los
subsidios de acuerdo con las reglas establecidas por la Ley.
9. Régimen tributario
La legislación de los países analizados no incluye referencias al régimen tributario, lo cual implica
que las empresas que operan en la industria del gas natural se someten al régimen tributario común.
41
III. OPCIONES DE ORGANIZACIÓN Y REGULACIÓN PARA UNA FUTURA
INDUSTRIA DE GAS NATURAL EN EL ISTMO CENTROAMERICANO
Para diseñar el modelo de organización y regulación de una futura industria del gas natural en el Istmo
Centroamericano, es fundamental tomar en consideración dos elementos clave: por un lado, las experiencias
internacionales en materia de su organización y, por el otro, las características específicas que dicha industria
tendría en la región. El primer tema fue abordado en los dos capítulos anteriores. En este capítulo se
analizará inicialmente el segundo tema. Ello haría factible esbozar a continuación las posibles opciones de
organización de la industria de gas natural, así como los principales aspectos regulatorios que deberían
contemplarse, tanto en el ámbito regional como en el nacional.
1. Características específicas de la industria en la región
La ubicación geográfica y el desarrollo socioeconómico de los seis países de la región determinan una serie
de factores particulares para una futura industria de gas natural en la región. Entre estos factores se
analizarán los siguientes: la oferta o fuente de suministro, los precios respectivos, las características de la
demanda, los riesgos de la inversión y la debilidad institucional.
a)
Oferta
En la región no hay producción de gas natural a la altura de las necesidades y no se espera que
se desarrolle en la próxima década, 21 en vista de las tendencias recesivas de la exploración petrolera a
nivel mundial, orientadas más bien hacia zonas con mayores probabilidades de éxito. En consecuencia,
el suministro provendría de fuentes externas. El abasto mediante cadenas de gas natural licuado o
comprimido no se percibe como una opción suficientemente atractiva frente a los débiles requerimientos
regionales. La opción más viable sería el gasoducto.
Desde un punto de vista geográfico, podría abastecerse al Istmo desde Norteamérica, con un
gasoducto entrando por la frontera de Guatemala con México, o desde Sudamérica, con un ducto llegando a
Panamá desde Colombia. Las condiciones del suministro son diferentes en cada alternativa.
i) Suministro desde el norte. En este caso, la molécula de gas provendría de los yacimientos ubicados
en el sur del territorio mexicano. El punto de alimentación para el gasoducto hacia América Central sería
Ciudad Pemex (véase el recuadro 1). La importación de gas desde los Estados Unidos no sería posible en la
actualidad, ya que el flujo físico en el principal sistema troncal de Pemex va de sur a norte, desde Ciudad
Pemex hasta Los Ramones, en Tamaulipas, dada la producción de gas en los campos del sureste mexicano.
21
atmósfera.
En Guatemala existe una pequeña producción de gas natural, que es reinyectada o enviada a la
42
Recuadro 1
ABASTECIMIENTO DESDE MÉXICO
En México, las reservas probadas de gas natural se elevan a 1,810 Gm3 (42.9% se localiza en el sureste, tanto en el
mar como en tierra firme), mientras que las reservas potenciales serían de 5,098 Gm3. Con respecto a la producción
total en 1996, compuesta esencialmente de gas asociado (81%), ésta ascendió a 46.3 Gm3 (4,468 MMpcd), cuyo
83% correspondió al sureste. En ese mismo año, el consumo interno (excluyendo el gas utilizado por Pemex)
ascendió a 16.7 Gm3 (1,620 MMpcd), con una participación de las importaciones del 6.7%.
Por otro lado, México ya no aplica una política de autosuficiencia con respecto al gas natural; ahora privilegia un
enfoque de tipo comercial. De esta forma, a partir de 1989 importa volúmenes significativos de los Estados Unidos,
habiendo alcanzado en 1992 su máximo histórico (2.6 Gm3), equivalente al 17% del consumo final. Desde 1996 la
política de intercambio ha consistido en mantener una balanza comercial equilibrada, a corto y mediano plazos.
Para ello se requiere exportar por Reynosa, a fin de compensar las importaciones por Ciudad Juárez, Sonora y Baja
California.
Se espera que la demanda de gas en México se incremente considerablemente en los próximos años, especialmente para la
generación de electricidad. Estimaciones oficiales de la Secretaría de Energía de México indican un crecimiento del 8.9%
entre 1998 y el año 2007, hasta alcanzar los 89.6 Gm3 (8,665 MMpcd). En un escenario alternativo más conservador,
dicho crecimiento sería de 7.5%, de forma que la demanda llegaría a 79.0 Gm3 (7,645 MMpcd) Sin embargo, la
producción interna en ambos escenarios, crecería 4.4% en promedio anual. El desfase entre producción y demanda se
traduciría en importaciones crecientes de este combustible. A partir del año 2001, dichas importaciones aumentarían a un
ritmo anual de entre 21.9% y 30.8%, hasta alcanzar en el 2007 una participación en el consumo nacional de entre 28.1% y
18.4%, según el escenario considerado. Las importaciones de las zonas aisladas del sistema troncal alcanzarían entre 6.7 y
7.0 Gm3 (675 y 650 MMpcd). Entre los proyectos más importantes para incrementar la oferta se cuentan Cantarell y
Burgos, con los que sería posible obtener 16.5 Gm3 adicionales a partir del año 2000.
Fuente: Secretaría de Energía (1998), Prospectiva del gas natural 1998-2007, México.
Sin embargo, desde un punto de vista comercial, este energético podría ser comprado tanto en
México como en los Estados Unidos. En el primer caso, la transacción sería directamente con Pemex o
potencialmente con un comercializador privado. 22 En el segundo caso, habría dos opciones: compra en los
Estados Unidos con el pago de un peaje "ficticio" a Pemex, 23 o una operación de swap físico con dicha
empresa estatal mexicana, el cual consiste, por un lado, en la entrega de gas a Pemex en la frontera México Estados Unidos, para ser comercializado en el norte de México y, por el otro, en la devolución de un volumen
equivalente en el sureste mexicano, para ser exportado al Istmo Centroamericano.
ii)
Suministro desde el sur. Si el abastecimiento ocurre desde el sur, el gas provendría, en una
primera etapa, de yacimientos situados muy probablemente en la costa atlántica colombiana, actualmente
22
De acuerdo con la regulación vigente, Pemex no puede condicionar las ventas de primera mano de
gas natural al uso posterior que se dé al producto; asimismo, la exportación de gas es libre. En consecuencia, un
comercializador privado podría exportar sin mayor problema el gas comprado a la empresa pública. Sin embargo,
la Comisión Reguladora de Energía está preparando una Directiva para las ventas de primera mano, que se espera
defina con precisión las posibilidades de exportación por parte del mismo Pemex o empresas privadas.
23
El cargo es por un tránsito ficticio, ya que físicamente el gas natural no se desplazaría desde la
frontera con los Estados Unidos hasta la frontera con Guatemala.
43
explotados por la empresa pública ECOPETROL y por compañías petroleras privadas (véase el recuadro 2).
El punto de alimentación del gasoducto submarino se situaría presumiblemente cerca de la ciudad de
Cartagena. Más allá del año 2010 se requerirían aumentos de la producción basados en las reservas
probables y futuras, tanto de las áreas de los Llanos Orientales como costa afuera de la costa atlántica, donde
en la actualidad diversas empresas privadas petroleras realizan actividades de exploración. A ello podría
agregarse la importación de gas de Venezuela, que serviría de respaldo a la producción colombiana, tanto
para el consumo local como para la exportación a América Central.
b)
Precios de abastecimiento
Para un abastecimiento desde Norteamérica, el escenario de precio máximo del gas a la entrada
del gasoducto regional centroamericano correspondería a la situación en que este energético se
comprara en la frontera sur de los Estados Unidos, y se transportara en forma "ficticia" hasta el sureste
de México. A su vez, el precio mínimo sería igual al que se fija para las ventas de primera mano en
Ciudad Pemex, de acuerdo con las directivas vigentes de la CRE (véase el anexo V). A título de
ejemplo, esos precios, en el período comprendido entre julio de 1994 y junio de 1997 (36 meses), se
situaron en promedio entre 2.31 y 1.63 $US/MMBtu, respectivamente. 24
En el caso de suministros desde Colombia, 25 el precio del gas a la entrada de los ductos
troncales observaría mayor incertidumbre, ya que en este país los precios del gas en boca de pozo están
en proceso de desregulación (véase el anexo VI). La Resolución de la CREG No. 29, del 5 de
septiembre de 1995, regula la comercialización del gas combustible en cabecera de gasoducto y el
régimen de precios de venta del gas natural producido y comercializado en el país. Adicionalmente,
establece la posibilidad para el productor de firmar contratos con grandes consumidores a precios
negociados libremente, pero sujetos a un tope máximo fijado por la misma resolución.
Dicha resolución contempla cuatro casos para definir los precios máximos en la entrada de los
gasoductos troncales, los cuales estarán vigentes hasta el año 2005, fecha en que se liberarán los
precios. Cabe destacar que en cualquiera de los cuatro casos señalados se proyecta un nivel de precios
en boca de pozo comprendido entre 1 y 1.5 $US/MMBtu, entre 1998 y el año 2005.
24
El nivel máximo se calculó como el precio en el Houston Ship Channel (1.98 $/MMBtu), más
la tarifa de transporte desde Reynosa hasta Los Ramones (0.070 $US/MMBtu), y desde ese sitio hasta
Ciudad Pemex (0.257 $US/MMBtu).
25
Brugman, A. (1998), El mercado del gas natural en Colombia, documento preparado para la
CEPAL en México, dentro del estudio del suministro de gas natural del sur a América Central, febrero.
44
Recuadro 2
ABASTECIMIENTO DESDE COLOMBIA
Colombia cuenta con un importante mercado de gas natural en la Costa Atlántica, región que concentra
actualmente el 75% del comercio interno de ese energético. La explotación de los yacimientos ubicados en La
Guajira ha permitido, en una primera etapa, el desarrollo de la generación de energía eléctrica con turbinas de gas
y, posteriormente, el abastecimiento a los grandes centros urbanos de la región, como Barranquilla, Cartagena,
Bucaramanga y Neiva. El volumen de reservas probadas de esa región, al que se han agregado los hallazgos en los
Llanos Orientales, ha motivado la puesta en marcha, desde principios de los años noventa, de un plan de
masificación de gas natural en todo el país, cuyo principal componente consiste en la extensión de la infraestructura
de transporte para conectar los campos de producción con los principales centros urbanos e industriales. Las
reservas de Colombia se estiman en 194 Gm3 (6,845 Gpc) las probadas, 63 Gm3 (2,230 Gpc) las probables y 271
Gm3 (9,575) las potenciales adicionales.
La demanda de gas natural en Colombia para generación termoeléctrica tiene una alta volatilidad, a causa de la
fuerte participación de centrales hidro en el sistema eléctrico nacional. Dicha demanda depende principalmente del
régimen hidráulico, y puede alcanzar valores muy altos, como los experimentados durante el fenómeno del Niño.
Con base en las previsiones de la demanda, la capacidad de producción de gas natural debería incrementarse entre
36.8 y 39.6 MMm3d (1,300 y 1,400 MMpcd) hacia el año 2010. Estos requerimientos podrían obtenerse mediante el
desarrollo de las reservas ya probadas, así como por aumentos en la producción de las reservas probables.
El balance de las previsiones en la oferta y la demanda en Colombia permite detectar excedentes exportables, pero
con una alta volatilidad, por las razones ya mencionadas. Si se considera únicamente la demanda de los tres países
del sur del Istmo Centroamericano (Nicaragua, Costa Rica y Panamá), con una capacidad de producción de 39.6
MMm3 d (1,400 Mpcd), las disponibilidades exportables de Colombia en año hidrológico promedio podrían cubrir
hasta el 90% de la demanda de los tres países considerados. Sin embargo, en año hidrológico seco (probabilidad de
excedencia del 5%), las disponibilidades se reducen drásticamente, para alcanzar, en su punto más crítico, a cubrir
sólo el 23% de la demanda de los tres países.
La disponibilidad de excedentes exportables podría llegar a ser sustancialmente mayor si llegaran a tener éxito las
actividades exploratorias que ha iniciado Ecopetrol, en asociación con Texaco y Shell, y con Amoco y Arco, en una
extensa zona costas afuera, entre la Guajira y Barranquilla, y entre Barranquilla y el Golfo de Urabá,
respectivamente. La importación de gas natural desde Venezuela podría mejorar aún más las disponibilidades
exportables de Colombia. Solamente bajo estos supuestos podrían alcanzarse contratos firmes de suministro.
Fuente: Brugman, A. (1998), Mercado de gas natural en Colombia, documento preparado para la CEPAL dentro
del estudio del suministro de gas natural del sur a América Central, 15 de febrero.
c)
Mercados
De acuerdo con el estudio de la CEPAL para el gasoducto regional México-Istmo
Centroamericano, publicado en enero de 1999, existe una demanda potencial de gas en la región, cuyas
características son las siguientes: i) los mercados más interesantes por su magnitud y concentración
corresponderían a las industrias eléctrica y manufacturera; ii) el sector comercial estaría limitado a los
grandes consumidores, como hoteles y hospitales; iii) el sector residencial 26 y el transporte no fueron
26
El sector residencial no se ha considerado en una primera estimación, ya que el clima en la
mayoría de los grandes centros urbanos en la región no requiere el uso de calefacción, principal fuente de
consumo de gas natural en este sector.
45
considerados como mercados relevantes, ni a corto ni a mediano plazos. En consecuencia, la
infraestructura física de abastecimiento que se necesita para introducir gas natural en la región
consistiría, fundamentalmente y al menos en una primera etapa, en un gasoducto de transporte, con
ramales y derivaciones para llegar hasta los grandes centros de consumo, pero que excluye sistemas de
distribución.
La estimación de la demanda potencial de gas para la generación de electricidad y la industria
tomó en cuenta: i) los planes oficiales de expansión de los sistemas eléctricos --elaborados sin haber
considerado la disponibilidad de gas natural en la región--, así como los proyectos regionales de
interconexión; ii) la reconversión de algunas centrales existentes a gas natural; iii) la construcción de
todas las nuevas centrales térmicas contempladas en los planes existentes de expansión basada en la
utilización de gas natural; iv) la substitución de fuel oil y, en menor medida, el gas licuado en los usos
industriales; y v) el acceso sólo a industrias localizadas en la ruta del gasoducto, excluyendo la industria
del cemento. En el estudio se consideran éstos como elementos conservadores para la cuantificación de
la demanda futura.
A partir de las suposiciones anteriores, se obtuvo que la demanda regional sería de 830 MMm3
en el año 2001, incrementándose gradualmente hasta 8,940 MMm3 en el año 2015. Ese último año la
industria eléctrica absorbería el 83%, mientras que la industria manufacturera el restante 17%; en tanto
que Guatemala, Honduras y El Salvador concentrarían el 68% del consumo regional (véase el cuadro
3).
Cuadro 3
DEMANDA POTENCIAL DE GAS NATURAL EN EL ISTMO CENTROAMERICANO
2001
Demanda Potencial
millones de metros cúbicos
2005
2010
2015
Istmo Centroamericano
830
3,412
5,626
8,940
Guatemala
262
795
1668
2963
Honduras
568
612
329 a/
729
El Salvador
0
761
1498
2366
Nicaragua
0
372
568
763
Costa Rica
0
305
417
790
Panamá
0
567
1147
1330
Fuente: CEPAL (1998), op.cit.
a/ La reducción se debe a la entrada en operación de nuevas centrales hidroeléctricas, lo que reduce la demanda
de gas natural.
El estudio concluye que el establecimiento de un sistema para suministrar gas natural al norte
del Istmo (Guatemala, Honduras, El Salvador y Nicaragua) es económicamente factible, bajo las
hipótesis utilizadas. En cambio el abastecimiento de la región sur (Costa Rica y Panamá) a partir de
México no es viable con esos niveles de demanda.
Consideraciones posteriores a la publicación del estudio de la CEPAL indican que la demanda
podría llegar a ser mucho más importante de lo previsto, pues si se toma en cuenta la disponibilidad de
46
gas natural, sería factible ajustar los planes de expansión del parque de generación, y aumentar así la
demanda de este energético. 27
En los estudios que actualmente realiza la CEPAL en el tema del suministro de gas natural
desde Colombia al Istmo Centroamericano mediante un gasoducto submarino hasta Panamá, indican
que los niveles de demanda de este país y Costa Rica considerados en el estudio anterior no son
suficientes como para asegurar la rentabilidad de dicho proyecto (véase de nuevo el cuadro 3). Sin
embargo, la posibilidad de nuevas aplicaciones, en particular la sustitución de la electricidad para la
cocción en Costa Rica por gas natural, aumentarían la demanda de este energético en ese país. 28
Asimismo, la instalación de centrales de generación de gran tamaño en ambos países podría hacer
rentable el suministro desde Colombia.
Aun sin contar todavía con los resultados finales de dicho estudio, sería posible prever en este
momento el establecimiento de dos sistemas de abastecimiento para el Istmo: uno a partir de México,
para satisfacer las necesidades de Guatemala, Honduras, El Salvador y Nicaragua, y otro a partir de
Colombia, para suministrar el energético a Panamá y Costa Rica. Nicaragua podría ser el punto de
unión de ambos sistemas, para aumentar la confiabilidad del suministro, pero a un altísimo costo
(véanse las distancias desde las fuentes de suministro a cinco de las capitales del Istmo, en el cuadro 4).
Sólo precios del gas natural en Colombia muy competitivos permitirían esta doble alimentación a
Nicaragua.
Un punto interesante adicional se refiere a la conveniencia para el inversionista del gasoducto
de contar desde el inicio con un contrato de suministro para una central termoeléctrica de gran tamaño
en el primer país de arribo del eventual gasoducto subregional, ya sea por el norte o por el sur, con el
fin de reducir los riesgos de la inversión, al tener asegurado un cierto nivel de ventas desde el inicio de
las operaciones del ducto.
Cuadro 4
DISTANCIAS DE LOS NODOS DE SUMINISTRO A LOS CENTROS DE CONSUMO
EN EL ISTMO CENTROAMERICANO a/
(kilómetros)
Ciudad Guatemala
San Salvador
Managua
San José
Ciudad Panamá
De Ciudad Pémex
672
728
1,187
1,587
2,212
De Cartagena
2,385
2,165
1,726
1,416
686
a/
No se incluye Honduras, pues en el diseño del gasoducto de México se consideró que San Pedro Sula y Puerto Cortez serían
alimentados por una derivación del ducto troncal, previo a su arribo a Ciudad Guatemala.
27
En la actualidad, el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC) realiza una
actualización de los planes indicativos de expansión del sistema de generación eléctrico de la región,
considerando la disponibilidad de gas natural. Este ejercicio forma parte de un proyecto que cuenta con
financiamiento de la agencia canadiense ACDI.
28
Esto liberaría capacidad de centrales de generación eléctrica existentes, lo que arrojaría
excedentes para la exportación, posponiendo la necesidad de nuevas inversiones. Evidentemente esta idea
requiere de un estudio detallado para verificar sus aparentes ventajas económicas.
47
d)
Perfil de riesgos
El establecimiento de un sistema de abastecimiento de gas natural en el Istmo Centroamericano
es un proyecto con alto nivel de riesgo. Además de los riesgos técnicos, que son prácticamente iguales
en todos los continentes, existen los de mercado y los políticos, específicos a la región.
i) Riesgos de mercado. Para los estudios de viabilidad económica de los gasoductos se ha
supuesto que los niveles de precios entre el gas natural y los energéticos a sustituir (y, en consecuencia,
los diferenciales entre ellos) se mantienen constantes en términos reales a lo largo de la vida del
proyecto. Sin embargo, la volatilidad de los precios en los mercados internacionales de combustibles
dificulta, tanto las decisiones de inversión, como las de determinación de los precios de compra y venta
de gas natural. Si se redujera la brecha entre los precios del gas natural y los combustibles tradicionales,
especialmente durante los primeros años de operación del gasoducto, disminuiría la rentabilidad del
proyecto; una situación de este tipo podría presentarse con el aumento de las restricciones ambientales
en los Estados Unidos que derivarían en una apreciación del gas natural. Si esa brecha aumentara,
sucedería lo contrario; esto podría ocurrir si las normas ambientales en los países del Istmo obligasen a
la utilización de fuel oil de bajo contenido de azufre, el cual es más costoso.
También la estacionalidad en los precios tiene influencia en la rentabilidad. Durante el invierno
se eleva la cotización del gas natural en el mercado de los Estados Unidos, afectando los precios en
Ciudad Pemex, para ventas a los consumidores mexicanos y, según el supuesto del estudio de
prefactibilidad mencionado, para las exportaciones al Istmo Centroamericano. Sin embargo, durante ese
período del año es mayor la generación hidroeléctrica en los países de la región, con lo cual las compras
de gas natural se realizarían en mayores volúmenes en los meses de menores precios, aumentando con
ello la rentabilidad del gasoducto. Para el caso del suministro desde Colombia, la ocurrencia de un año
hidrológico "seco" tendría dos fuertes implicaciones en el suministro al Istmo Centroamericano. En
primer lugar, los excedentes exportables de Colombia se verían fuertemente reducidos, por lo que se
requeriría de combustibles líquidos sustitutos (y de equipamiento dual con respecto al combustible). En
segundo lugar, los precios del gas natural serían presionados al alza.
Por otra parte, también la demanda estimada muestra riesgos, al estar fuertemente determinada
por la expansión del sector eléctrico. El ritmo de crecimiento de la actividad económica y el estilo de
desarrollo son fundamentales para otros escenarios de consumo futuro del gas natural. Un mayor
dinamismo de la demanda de gas natural mejoraría apreciablemente la rentabilidad del gasoducto,
mientras que un escenario adverso retrasaría su construcción o reduciría el rendimiento de la inversión.
ii) Riesgo regulatorio. Este riesgo se refiere a la posibilidad de cambios en los marcos
regulatorios de la industria de gas natural en un futuro, debido a factores como variaciones fuertes en
las condiciones de mercado, o decisiones políticas, entre otros. 29 En ese sentido, los gobiernos pueden
cambiar las decisiones relativas a la definición de los precios, lo que afectaría los ingresos de la
empresa.
29
Véase Kolbe, A.L., Tye, W.B. and Myers, S.C. (1997), Regulatory Risk. Economic Principles
and Applications to Natural Gas Pipelines and Others Industries, Kluwer Academic Publishers, Boston.
48
Otro aspecto a considerar sería un cambio en la política de precios de los combustibles
sustitutos, tanto a nivel nacional, como regional. Esto sucedería, por ejemplo, si los precios relativos
entre el fuel oil o el diesel fueran modificados por las autoridades de un país, por razones fiscales, lo
que afectaría al diferencial con el precio del gas natural, con los mismos efectos anteriormente
mencionados.
iii) Riesgo político o riesgo país. Estos riesgos son inherentes al país receptor del proyecto. En
el caso del gasoducto de América Central, los países involucrados son siempre más de uno, por lo que
los riesgos asociados son complejos. Algunos de los más comunes analizados detalladamente por los
inversionistas e instituciones financieras eventualmente acreedoras son los siguientes: de disponibilidad
de divisas para el pago de los créditos y los dividendos de inversionistas extranjeros; de expropiación;
por cambios políticos que modifiquen el marco jurídico vigente al momento del inicio del proyecto.
Estos riesgos pueden ser mitigados por distintos instrumentos públicos o privados. En lo que se refiere
a las acciones que puede tomar el sector público, se encuentran la sanción de marcos legales y
regulatorios, así como la implementación de la estructura institucional necesaria para la actividad
requerida por la industria del gas natural. Este proceso es un balance entre los costos que representa
para los gobiernos esta mitigación y la prima de riesgo que deberá pagar el proyecto si no existen estos
instrumentos, lo que se vería necesariamente reflejado en el precio de venta del gas natural, pudiendo
afectar su viabilidad.
Un ejemplo de riesgo país es la necesidad de convertir los ingresos recibidos en moneda local a
divisas fuertes. En caso de que esta condición no pudiera cumplirse, podría ocasionar la quiebra de la
compañía, al no poder pagar las deudas contraídas en moneda extranjera con proveedores y
prestamistas. Ante esta situación, ninguna institución financiera elegiría el proyecto para su
financiamiento.
En forma similar, las devaluaciones de la moneda local pueden producir menores ingresos en
divisas, lo que afectaría el flujo de caja y los resultados esperados. Algunos instrumentos para reducir
estos riesgos pueden ser: la utilización de swap en divisas, la intervención sobre los mercados de
futuros de monedas, y la posibilidad de tener cuentas en divisas en bancos locales para el pago de
compromisos; también es posible tomar seguros y garantías contra la no convertibilidad de instituciones
bilaterales o multilaterales de crédito. La factibilidad del proyecto deberá tener en cuenta estos riesgos
y, en caso de no existir legislación adecuada, proponer las modificaciones necesarias para implementar
un marco jurídico que asegure un escenario legal e institucional propicio para el desarrollo de la
industria de gas natural.
49
e)
Debilidad institucional
Hasta ahora, el gas natural ha quedado un tanto al margen de la política energética de los países del
Istmo, lo cual es normal pues ese hidrocarburo sólo se produce en forma escasa en Guatemala, y se destina
para satisfacer las necesidades de la propia industria petrolera guatemalteca. En ese sentido, los países de la
región tienen muy poca experiencia con ese energético, trátese de aspectos técnicos, normativos, legales o
regulatorios. Las leyes de hidrocarburos tienen pocas referencias específicas al gas natural; cuando existen,
están relacionadas más bien con los aspectos técnicos del manejo de los hidrocarburos dentro de la cadena de
suministro, con clara identificación hacia los productos petroleros más que al gas natural. Al no haberse
utilizado nunca el gas natural, no hay reglamentos y regulaciones para dicho energético. 30
De igual modo, los recursos humanos preparados para las tareas que se desprenden de la
introducción de ese combustible son reducidos o prácticamente inexistentes. No obstante, se necesita
personal altamente capacitado para orientar el desarrollo de la industria de gas natural, y regular su
desenvolvimiento, evitando prácticas abusivas y favoreciendo una justa repartición de los beneficios entre
empresarios, consumidores y poderes públicos.
2. Proceso de suministro del gas y sus actores
Con el fin de apoyar el proceso de análisis que deberá realizarse a fin de identificar las mejores
opciones para la futura industria de gas natural en el Istmo Centroamericano, se han identificado, por un
lado, los elementos principales del proceso de suministro y, por el otro, el papel de los diferentes
actores involucrados. Esta separación es de singular importancia ya que permite detectar algunos
elementos de flexibilidad en la selección del marco regulatorio en cada país, lo cual incrementaría la
posibilidad de negociación entre firmas y gobiernos, así como entre estos últimos.
a)
Descripción general del proceso
Los elementos principales del proceso de suministro son seis: abastecimiento, construcción del
gasoducto, transporte, comercialización, consumo y entorno. Éstos se describen a continuación.
i)
Abastecimiento. Se ha identificado dos posibles fuentes de suministro de la molécula
física del gas: México y Colombia. En contraste, la transacción comercial podría efectuarse en tres
centros: Ciudad Pemex, en el estado mexicano de Tabasco, el sistema estadounidense de gasoductos, y
Cartagena, en Colombia. Otra fuente que podría considerarse a futuro sería algún punto en Venezuela.
ii)
Construcción de la infraestructura. Consiste en crear las instalaciones necesarias para el
transporte. Es claro que los volúmenes requeridos por los países del Istmo implican la construcción de
un solo ducto, con sus respectivas derivaciones. Sin embargo, como estaría conectado a la red
mexicana o colombiana, muy posiblemente sería necesario crear instalaciones complementarias en estos
países.
30
Por lo general la legislación establece que las operaciones deben basarse en normas, estándares y
prácticas internacionales establecidas por organismos reconocidos en las industrias del petróleo y el gas.
50
iii)
Transporte del insumo. Consiste fundamentalmente en hacer llegar el energético, desde
la fuente de suministro, hasta los centros de consumo (por lo menos en una primera fase).
iv)
Comercialización del gas. Involucra la compra del gas a los productores y la venta de
segunda mano a los consumidores finales. Si la empresa propietaria del gasoducto no posee el
monopolio de la venta, otros agentes comercializadores requerirían utilizar la infraestructura de
transporte.
v)
Consumo final. Los dos sectores identificados por su volúmenes potenciales de compra
son el subsector eléctrico y el sector industrial.
vi)
Entorno. El conjunto de actividades descrito anteriormente requiere del establecimiento
de reglas de juego transparentes, que posibiliten evaluar en forma objetiva la factibilidad de realizar las
inversiones en la construcción de infraestructura. Dichas reglas se concentran en un marco regulatorio
que da viabilidad financiera a la construcción y operación del gasoducto, así como a la utilización del
gas como insumo, al tiempo que impulsa el bienestar social de los países de la región y su desarrollo
económico.
b)
Los actores
Se identifican dos grupos de actores en el proceso de suministro; por un lado las empresas y,
por el otro, los gobiernos de los países involucrados. Dentro del primer grupo estarían: la firma
inversionista que detente la propiedad del gasoducto, la empresa operadora del gasoducto, las empresas
productoras, los agentes comercializadores del gas, las empresas generadoras de electricidad y los
industriales consumidores del hidrocarburo. Dentro del segundo grupo se encuentran los gobiernos de
los países del Istmo y aquellos de los países donde se localiza la fuente de suministro. El papel
específico que desempeñan esos actores en el proceso de suministro se describe a continuación.
i) Firma propietaria del gasoducto. La primera tarea que debe llevar a cabo la firma o firmas
interesadas en la construcción del gasoducto centroamericano, ya sea que éste provenga del norte o del
sur, consiste en la realización del estudio definitivo, así como su evaluación técnica, económica y
financiera. Ello apoyaría la formulación de una propuesta que cubriera las expectativas de los países del
Istmo involucrados. Sin embargo, la inexistencia de una primera expresión de la voluntad política de los
países involucrados, tanto exportadores como importadores, mediante algún tipo de convenio regional,
podría limitar la realización del estudio o, incluso, impedirlo. También conviene mencionar que la
empresa constructora que se encargue de la construcción física del gasoducto, puede ser diferente de la
firma inversionista, o de una compañía especializada que realice el trabajo a cambio de una retribución
o pago correspondiente. Para los fines de este análisis no se ha considerado la empresa constructora.
ii) Firmas transportadoras. Se encargan de recibir el gas en el punto de interconexión en
México o Colombia, trasportar el producto a través del gasoducto y entregarlo en su destino final.
Pueden ser la misma firma que detenta los derechos de propiedad; sin embargo, sus funciones en este
nivel son específicas, ya que requiere administrar la operación y el mantenimiento del sistema.
iii) Firmas productoras. Son las empresas productoras o comercializadoras en México y los
Estados Unidos, en la frontera norte, y en Colombia y Venezuela, en la frontera sur.
51
iv) Firmas comercializadoras. Si la empresa propietaria del gasoducto no tiene derechos
exclusivos, los comercializadores asumen las tareas de adquirir gas natural de productores o grandes
comercializadores fuera del Istmo; utilizar el servicio de transporte en el país donde se localiza la fuente
de suministro y el que ofrece la firma transportista en el Istmo; importar y exportar el producto a través
de las diferentes fronteras, así como entregarlo a sus clientes en los volúmenes y con la oportunidad
requerida. Para cubrir este conjunto de actividades, se requiere la celebración de contratos con
proveedores de gas, firmas transportadoras y consumidores.
v) Firmas generadoras de electricidad. Representan a los consumidores potenciales más
importantes, por lo que se destaca su función estratégica para el desarrollo económico y social de los
países de la región. Su papel consiste en comprar el gas natural a las firmas comercializadoras o
directamente a los productores, para utilizarlo como insumo en las plantas generadoras de energía
eléctrica.
vi) Industriales. Constituyen, en orden de importancia, el segundo nicho de mercado para el gas
natural en el Istmo, al utilizar el hidrocarburo para satisfacer sus demandas energéticas en los procesos
productivos y de transformación.
vii) Gobiernos de los países del Istmo Centroamericano. La participación de los gobiernos se
realizaría a través de los respectivos ministerios de energía y los entes reguladores. Si los gobiernos
desean promover el desarrollo de la industria del gas natural en sus respectivos países, es deseable que
establezcan condiciones mínimas para la realización del proyecto, es decir, un esquema regulatorio,
tanto en el ámbito regional como en el nacional.
viii) Gobiernos de los países productores. Los países donde se localizan las fuentes de
suministro disponen de marcos regulatorios en materia de transporte y comercio exterior. Sin embargo,
la derivación de un flujo hacia el extranjero siempre da origen a consideraciones de política energética,
por lo que el suministro pudiera llegar a ser un tema de negociación internacional. Esto podría implicar
la participación de los respectivos ministerios de energía y de relaciones exteriores, así como de los
entes regulatorios.
52
3. Escenarios de organización
Tomando en cuenta las especificidades del suministro y las experiencias internacionales, es posible imaginar
algunos escenarios posibles para la estructura y funcionamiento de la industria de gas natural en el Istmo
Centroamericano (véase el diagrama 2). El primero consiste en una cadena de abastecimiento verticalmente
integrada, con negociaciones entre empresas privadas, tal y como históricamente se desarrolló el gas natural
en el mundo. El segundo considera que el abastecimiento es asegurado por una firma integrada
verticalmente, con clientes que no tienen suficiente poder de negociación para contrarrestar el poder
monopólico de la firma, por lo que el Estado debe intervenir para prevenir abusos, pero sin desbaratar la
integración vertical de la firma. El tercer escenario libera a los consumidores finales del monopolio y les abre
la posibilidad de negociar la compra del gas en los mercados mayoristas fuera de la región, utilizando el
gasoducto para transportar el combustible hasta los lugares de consumo mediante el pago de un peaje,
aunque también pueden seguir comprando el gas a la firma del gasoducto. El cuarto escenario retira a la
firma del gasoducto la posibilidad de comprar y vender el energético, limitándola a ofrecer servicios de
recepción, transporte y entrega de gas por cuenta de terceros. Finalmente, el quinto escenario plantea una
desregulación progresiva, a partir del segundo escenario.
a)
Escenario A: monopolio verticalmente integrado, sin regulación
Bajo este escenario, la compañía propietaria del gasoducto actuaría como actor protagónico,
importando el gas natural del país origen del suministro, transportando el producto a través de los
países de la región y vendiendo el energético directamente a los consumidores finales, ya sean empresas
eléctricas o grandes consumidores industriales. Los actores involucrados negociarían directamente entre
ellos los términos y condiciones de los contratos de abastecimiento, sin intervención directa de los
Estados. Se requeriría únicamente un convenio general entre los países involucrados. La regulación se
limitaría estrictamente a los aspectos técnicos y de seguridad.
Este esquema presupondría un equilibro de fuerzas entre actores, es decir, que los
consumidores pueden contrarrestar cualquier poder de mercado del propietario del gasoducto. Pero aun
en el caso más pesimista, el poder de mercado de dicho propietario no llegaría a ser absoluto, pues el
gas natural no tiene un mercado cautivo, más bien está sometido a la competencia de los combustibles
sustitutos. Sin embargo, este esquema organizativo le permitiría a la firma del gasoducto apropiarse de
la renta gasera, 31 casi en su totalidad. Por otro lado, es importante tener en cuenta que esta firma podría
encontrar atractivo extender sus actividades hacia la generación eléctrica, ya fuera por sí misma o
mediante asociación con otras firmas, lo cual le permitiría incrementar sus beneficios, al acaparar
también una parte de la renta eléctrica. Evidentes problemas de posición dominante podrían surgir en
este tipo de combinaciones.
31
La renta gasera se evalúa como la diferencia entre el precio de venta de gas al consumidor final
y el costo medio total (incluyendo una ganancia normal), para extraer, transportar, transformar y distribuir
dicho energético. Se subdivide en rentas diferenciales, de monopolio y de rareza. Para ampliar este tema
véase Chavalier, J.M., Barbet, P. y Benzoni, L. (1986), Économie de l’Énergie, Presses de la Fondation
Nationale de Sciences Politiques, Dalloz, París, págs. 184-187.
53
Diagrama 2
ESCENARIOS DE ORGANIZACION DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL EN EL ISTMO CENTROAMERICANO
Escenario A y B. Monopolio verticalmente integrado, sin o con regulación
Compañías eléctricas
Mercado mayorista
fuera del Istmo
Compañía del
gasoducto
Grandes industrias
Escenario C. Suministro abierto a la competencia
Compañías eléctricas
Mercado mayorista
fuera del Istmo
Compañía del
gasoducto
Grandes industrias
Comercializadores
Escenario D. Desintegración vertical y suministro abierto
Compañías eléctricas
Mercado mayorista
fuera del Istmo
Compañía del
gasoducto
Grandes industrias
Comercializadores
Transporte físico del gas
Venta de gas
Como la regulación económica sería prácticamente inexistente, la tarea del legislador se
limitaría a modificar la ley general de hidrocarburos vigente, a fin de dar cobertura legal al desarrollo de
nuevas actividades de la cadena del gas natural en cada uno de los países. Incluso tampoco se
necesitaría de una licitación internacional, pues las firmas interesadas en construir el ducto actuarían de
manera espontánea ante esa oportunidad de negocio. Los contratos de abastecimiento de largo plazo
celebrados con los consumidores finales, sumados a la ausencia de riesgo regulatorio, podrían propiciar
un aumento en el número de empresas interesadas en construir el gasoducto, así como ampliar las
posibilidades de financiamiento.
Esta opción es parecida a la seguida en Chile, donde con posterioridad a la firma del Protocolo
Binacional con Argentina y la emisión de los reglamentos de concesiones y de seguridad, dos
consorcios protagonizaron una fuerte disputa comercial para la construcción de un gasoducto entre los
dos países. Esta disputa se resolvió cuando uno de los consorcios logró suscribir los contratos de
transporte de gas con los principales generadores de electricidad chilenos.
54
b)
Escenario B: monopolio verticalmente integrado y regulado
Al igual que en el primer escenario, la firma del gasoducto realizaría todas las actividades
asociadas al abastecimiento. Sin embargo, al considerar que esa actividad tiene algunas características
de servicio público, y que los clientes no tienen suficiente poder de negociación para contrarrestar el
poder monopólico de la firma, el Estado intervendría para prevenir abusos, instaurando una regulación
del tipo que considere conveniente. De esta forma, la renta gasera podría dividirse entre los diferentes
actores involucrados (propietario del gasoducto, consumidores y gobiernos). Las consecuencias de esa
intervención vendrían a afectar tanto la rentabilidad como la viabilidad financiera del proyecto, porque a
sus riesgos normales vendría a sumarse el riesgo regulatorio, con el consecuente impacto negativo
sobre el costo del capital para la empresa del gasoducto. La magnitud de dicho impacto dependería de
la selección que se hiciera del mecanismo de regulación.
Bajo una regulación económica del tipo tasa de retorno, el riesgo comercial sería menos elevado
que en el caso de una regulación del tipo límite de precios, ya que en el primero la empresa del
gasoducto podría transferir parte de los riesgos al consumidor, en tanto que en el segundo todo el riesgo
sería asumido por la empresa (por ejemplo, si aumentaran los costos no podría incrementar los precios
para preservar su tasa de ganancia). En ese caso, la empresa tendría que pagar un “bonus” para
compensar a los inversionistas por ese aumento de riesgo. 32 En cambio, las empresas sometidas a una
regulación del tipo tasa de retorno observarían un nivel de riesgo menos elevado, y por lo tanto, un
costo de capital menor. Esos inconvenientes del mecanismo por límite de precios habría que
contrastarlos con su efectividad para incentivar a la empresa a incrementar su eficiencia.
Si bien este escenario está en franco retroceso (entre los pocos ejemplos se puede citar el caso
de Gazprom, en Rusia), es importante resaltar que en los inicios de esta industria fue el tipo
predominante. Así, los monopolios verticalmente integrados y regulados mediante el sistema de tasa de
rentabilidad, fueron los que favorecieron el desarrollo de la infraestructura energética en los Estados
Unidos.
c)
Escenario C: integración vertical y abastecimiento abierto
En este escenario la compañía propietaria del gasoducto participaría en todas las actividades
involucradas en el abastecimiento, pero no tendría derechos exclusivos. Los consumidores finales
podrían contratar libremente el abastecimiento con la empresa del gasoducto o con el suministrador de
su elección, ya sea utilizando los servicios de un comercializador ("trader") o encargándose ellos
mismos de la transacción en el mercado internacional. En cualquier caso, la compañía del gasoducto
tendría la obligación de transportar el gas por medio de terceros. Nótese que un consumidor final
podría tener un contrato de abastecimiento con la compañía del gasoducto, y uno o varios contratos con
comercializadores regionales o abastecedores foráneos, para satisfacer así sus necesidades adicionales.
32
Un estudio reciente del Banco Mundial aborda este tema, al analizar más de cien empresas
operando en situación de monopolio natural, a nivel mundial. El estudio utiliza el llamado “factor Beta”, el
cual mide, grosso modo, el nivel de riesgo al que está sometida una empresa. Los resultados demuestran que
una regulación del tipo límite de precios eleva más el factor Beta que una del tipo tasa de rentabilidad.
Véase Alexander, I. e Irwin, T. (1996), Price Caps, Rate-of-Return Regulation, and the Cost of Capital,
Private sector, The World Bank, Nota 87, septiembre.
55
El principio de acceso abierto se pondría en práctica tomando únicamente en cuenta la capacidad de
transporte excedentaria, es decir, la capacidad del gasoducto no comprometida en los contratos take or
pay de largo plazo que hicieron posible el financiamiento de la obra. Cabe destacar que la capacidad de
transporte abierta a la competencia podría ampliarse aumentando la presión en el ducto.
Este escenario incrementaría los factores de riesgo para la firma transportadora, pues
abriría espacios para la incorporación de nuevos actores en la comercialización. La compra y venta
de gas es una actividad con insignificantes barreras a la entrada, por lo que su desregulación
favorecería la multiplicación de actores y, eventualmente, al desarrollo de competencia entre ellos,
lo cual a final de cuentas beneficiaría a los consumidores finales. Para las empresas generadoras de
energía eléctrica ya instaladas, este escenario abriría la posibilidad de acceder a otros proveedores
e incluso productores de gas, lo cual favorecería la disminución de su nivel de vulnerabilidad
respecto de la firma transportadora. También constituiría un atractivo para la participación de
nuevos actores en la generación eléctrica, al aumentar las posibilidades de suministro. En cuanto a
las empresas industriales que utilicen gas natural como combustible, también verían ampliado su
abanico de opciones y, por lo tanto, sus posibilidades de negociación. A pesar de lo anterior, la
firma del gasoducto mantendría ciertas ventajas, en primer lugar, por la posibilidad de lograr
mejores condiciones de compra y la transferencia de dichos beneficios a los usuarios y, en
segundo, por el número limitado de comercializadores que pudieran operar con ganancias, ante las
reducidas dimensiones del mercado.
En el ámbito de la acción regulatoria se controlarían las condiciones de acceso al ducto por
parte de terceros, así como las tarifas de transporte. Cabe destacar que la gestión de los entes
regulatorios se complicaría en lo que atañe a distinguir entre las actividades de transporte y las de
comercialización en que incurra la firma transportadora, ya que existiría la posibilidad de que ésta logre
ventajas significativas sobre otros agentes comercializadores por diversas vías. Entre ellas, se aprecia
la transferencia de recursos entre ambas actividades para lograr ventajas competitivas (subsidios
cruzados), así como la elevación de las tarifas de transporte para favorecer sus intereses, en detrimento
de la competitividad de otros comercializadores. En el ámbito de la comercialización, la preocupación
de los gobiernos se orientaría a mantener un ambiente de competencia entre las firmas participantes en
el mercado.
La estructura de la industria gasera que presupone este escenario es similar a la prevaleciente
en los Estados Unidos entre 1985 y 1992 (sin considerar el segmento de la distribución). Asimismo,
corresponde a la estructura actual de México.
d)
Escenario D: desintegración vertical y abastecimiento abierto
En este escenario, la compañía del gasoducto se limitaría a prestar únicamente el servicio de
transporte, es decir, no estaría autorizada para comercializar el gas que transita por sus instalaciones.
Como en el caso anterior, se regularían las condiciones de acceso al ducto por parte de terceros, así
como las tarifas de transporte.
En este caso, los factores de riesgo para la firma transportadora de gas natural se
incrementarían más aún con respecto a los escenarios precedentes, ante la imposibilidad de quedarse
con una parte de la renta gasera, resultado del proceso de compra y venta de gas natural a los
56
consumidores finales. Su única ganancia provendría de los servicios de transporte. Por su parte, los
agentes comercializadores se verían favorecidos ante la eliminación del competidor más fuerte, lo que
propiciaría el incremento de firmas interesadas en esta actividad, las cuales estarían comprometidas,
pero no obligadas, a transferir los beneficios a los usuarios. Sin embargo, esta tendencia se vería
limitada por el tamaño reducido del mercado, el cual sólo permitiría un número pequeño de
comercializadores rentables. Para las empresas generadoras de electricidad, y para la industria, la
restricción absoluta a la comercialización de gas por parte de la empresa transportadora las sujetaría a
las condiciones impuestas por los comercializadores. Para compensar las posibles deformaciones del
mercado, los usuarios de mayor volumen contarían con el recurso de negociar su aprovisionamiento en
forma directa con los productores. En la medida en que se logren equilibrios para estos actores, se
incrementaría el beneficio social y económico de los países del Istmo Centroamericano, en lo que
concierne a favorecer su desarrollo industrial.
La estructura de la industria gasera que supone este escenario es similar a la situación
prevaleciente en los Estados Unidos desde 1992, pero sin considerar el segmento de la distribución.
Casos similares se presentan en la actualidad en Argentina e Inglaterra.
e)
Escenario E: escenario híbrido, desregulación progresiva
La combinación de los escenarios anteriores podría resultar en un quinto escenario, no estático
como los anteriores, sino dinámico, al proponer una desregulación progresiva. Para ello se ha tomado
en cuenta las especificidades del proyecto, especialmente por la apertura de un mercado nuevo, así
como por el elevado nivel de riesgo. Así, durante los primeros años de operación del gasoducto, se
pondría a la compañía transportista al abrigo de la competencia, permitiendo un esquema monopólico
regulado (escenario B), a fin de garantizar la viabilidad financiera y económica del gasoducto. Después
de ese período de gracia, y una vez recuperado un cierto porcentaje de la inversión, se procedería a la
liberalización, introduciendo cambios estructurales cuyo alcance dependería del modelo final que los
países del Istmo desearan asignar a la industria de gas natural.
Sin embargo, es necesario señalar que la introducción frecuente de cambios regulatorios para
propiciar una competencia gradual y progresiva no carece de inconvenientes. A partir del análisis del
caso de Gran Bretaña, se concluye que esas intervenciones pueden generar controversias y disputas,
tanto entre industriales, como entre éstos y las autoridades regulatorias, con efectos negativos para las
compañías y también para los consumidores. 33 Como los costos asociados al incremento de los riesgos
regulatorios y de intervención política desalientan las inversiones, se concluye que es importante
introducir cambios desde el inicio de la reforma y no sobre la marcha.
En todo caso, sería conveniente anticipar a los inversionistas acerca de los cambios estructurales
previstos para algunos años después de la entrada en operación del gasoducto y señalar claramente
cuáles serían dichos cambios, a fin de que las compañías los tomen en cuenta en la evaluación de la
rentabilidad.
En cierta forma, este proceso de liberalización gradual se dio, en el caso de los Estados Unidos,
como resultado de las negociaciones entre los operadores y los reguladores, algo similar a lo que
33
Véase Juris, A., The Emergence of … op.cit.
57
sucedió con la desregulación del monopolio de gas natural inglés, pero con intervención directa del ente
regulador. En la industria eléctrica se puede encontrar también un caso similar en el proceso de
privatización de las dos primeras centrales de generación eléctrica en Argentina, ya que éste se realizó
incluyendo contratos de suministro de dichas centrales a empresas de distribución, con precios
garantizados por un cierto tiempo, previo a la desregulación total del mercado mayorista. Ello posibilitó
una mejor venta de estas centrales de generación. En la industria de telecomunicaciones es posible
encontrar también un caso parecido; se trata del proceso de privatización del monopolio público de
telecomunicaciones mexicano, el cual se mantuvo como un monopolio durante un cierto período, con el
compromiso de ampliar la cobertura telefónica en el país. Después de dicho período se inició el proceso
de desregulación del mercado. Aquí se dieron problemas similares a los reportados en el estudio de
Gran Bretaña, por la posición del antiguo monopolio en el mercado.
4. Construyendo el esquema regulatorio
El proyecto de suministro de gas natural al Istmo Centroamericano permitiría a los gobiernos de los seis
países analizar, desde sus inicios, el mejor esquema organizativo para el desarrollo de esta industria
futura, así como los acuerdos regionales mínimos requeridos, y los marcos regulatorios nacionales
necesarios, entre otros. Este proceso sería parecido al ejercicio realizado recientemente para la creación
del Mercado Regional de Energía Eléctrica, pero contaría con un mayor grado de libertad, por tratarse
de una industria nueva. En el caso de la electricidad, ya existía en cada país una industria eléctrica
nacional, de propiedad pública mayoritaria, con sus propias características y, en particular, con grupos
de intereses establecidos. En el caso del gas natural, la ausencia de estas estructuras nacionales podría
dar mayor agilidad a las negociaciones entre los países para lograr acuerdos sobre el suministro de gas
natural en la región, sobre todo porque la inversión será exclusivamente privada.
a)
Definiendo la posición de cada país
Antes de iniciar el proceso de negociación a nivel regional, cada país debería analizar los
objetivos de política energética que persigue en materia de gas natural, así como el modelo de
organización y regulación que mejor contribuya al logro de los mismos. Algunos aspectos importantes
se describen a continuación.
i)
La organización de la industria. En particular, es conveniente reflexionar si se desea
otorgar un monopolio al transporte y comercialización del gas natural, o separar ambas actividades
manteniendo el transporte como monopolio natural y abriendo la comercialización a la competencia, en
la cual se permita o no participar a la firma transportista. Esa discusión se justifica, en primer lugar,
porque si el ducto es rentable por sí mismo en el negocio de transporte, no hay entonces necesidad
imperiosa de otorgarle también el monopolio de la comercialización. En segundo lugar, porque si se
desea incentivar el consumo de gas natural, con menores tarifas para los clientes, es necesario reducir el
poder de mercado de la firma transportista y, por lo tanto, no sería conveniente asignar un monopolio a
la comercialización de gas.
ii)
El regulador. Otra de las decisiones a cargo de cada país es el establecimiento del ente
encargado de la regulación de la industria del gas natural. En ese sentido, los gobiernos podrían crear
un nuevo ente regulador específico para ese hidrocarburo, o aprovechar los recursos materiales y
58
humanos, así como la experiencia que ya se tiene en la regulación de otras áreas (como electricidad,
telecomunicaciones y, en general, servicios públicos), para asignarle las funciones en materia de gas
natural.
iii)
Política de precios de combustibles substitutos. Para que el gas natural tenga la
posibilidad de desarrollarse en los mercados nacionales es indispensable crear condiciones de
competencia entre los combustibles para uso industrial, en particular los utilizados por la industria
eléctrica. La política fiscal con respecto a todos los energéticos debe ser neutra, a fin de no favorecer a
ningún combustible en particular. Lo anterior permitiría eliminar esquemas discrecionales que algunos
países mantienen en la actualidad, como la protección a las importaciones de crudo por parte de las
refinerías.
iv)
El marco legal y regulatorio. El objetivo de toda legislación y regulación es reducir el
riesgo institucional inherente a toda actividad económica. La construcción de infraestructura que
requiere largos períodos para la recuperación del capital, como un gasoducto, requiere de marcos
claros, a fin de brindar suficiente protección jurídica a la inversión y a los consumidores.
b)
Niveles del esquema de regulación
Con respecto al esquema regulatorio para la introducción del gas natural en el Istmo
Centroamericano, es conveniente identificar claramente dos niveles: por un lado, una regulación común
mínima para los seis países del Istmo, y por el otro, los marcos regulatorios nacionales. El primero
corresponde a los grandes principios básicos para la creación de un mercado de gas natural, los cuales
serían negociados y aceptados por todos los países, conformando lo que se denomina en este
documento: Tratado Marco para la creación del Mercado Regional de Gas Natural. Este tratado se
referiría a normas comunes para la organización y el funcionamiento de la industria de gas natural en el
Istmo Centroamericano; estos principios básicos deberían también ser compatibles con las grandes
líneas de los marcos regulatorios de los países fronterizos: Colombia y México. Dos casos que podrían
servir de ejemplo para este Tratado Marco son el Acuerdo de Complementación Económica No.16,
entre la República de Chile y la República de Argentina, y la Directiva 98/30/CE del Parlamento
Europeo y del Consejo, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural. Evidentemente
el primer acuerdo es mucho más sencillo y de mayor aplicación para el caso de América Central.
El segundo componente corresponde a los marcos regulatorios nacionales, los cuales deberían
ser compatibles con el Tratado Marco, e incorporar aspectos propios de las leyes y las administraciones
de cada país. Éstos serían los que a final de cuentas regirían las relaciones con la firma o consorcio que
desarrolle el proyecto. En otras palabras, el inversionista estaría sometido a tres o cuatro marcos
jurídicos diferentes, en función del número de países por donde pase el gasoducto, pero con rasgos
comunes suficientes para brindar seguridad, transparencia y confiabilidad a todo el sistema de
suministro.
En síntesis, las características del suministro de gas natural al Istmo conducen a establecer un
orden lógico en el proceso de definición del esquema regulatorio. En primer lugar, las directivas
comunes o principios básicos para los seis países, compatibles a su vez con los marcos regulatorios de
México y Colombia. Posteriormente, estos principios deberían ser adoptados en los marcos regulatorios
nacionales, los cuales serían también compatibles entre sí.
59
c)
Los principios básicos del Tratado Marco
Los elementos básicos comunes para la creación de un mercado de gas natural, que
constituirían el Tratado Marco, podrían corresponder a los siguientes, a título indicativo:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
esquema de comercialización, exportación, importación y transporte de gas natural
nivel de integración vertical entre la actividad de transporte y comercio
tipo de acceso a los gasoductos
régimen fiscal
aranceles a la importación y exportación
régimen de inversiones
mantenimiento y seguridad técnica y operativa del ducto
normatividad ambiental (construcción, operación y consumo)
intercambio de información entre los países relacionados con la autorización, licencias y
concesiones para la exportación, importación y transporte de gas natural.
j) arbitraje
k) duración
Entre las decisiones comunes que facilitarían el establecimiento de un sistema de
abastecimiento de gas natural, bajo cualquiera de los escenarios, se cuentan las siguientes:
a) libre importación, exportación, transporte y comercialización
b) eliminación de restricciones legales, reglamentarias y administrativas a la importación, exportación
y transporte de gas natural
c) declaración de interés público de las obras de infraestructura gasera, necesarias para las actividades
del mercado de gas natural regional
d) arancel cero en importación y exportación 34
e) tratamiento fiscal similar en los seis países a las empresas de transporte y comercio
f) neutralidad fiscal entre combustibles industriales alternativos al gas natural
g) autorización de participación extranjera mayoritaria
d)
Los rasgos específicos de los marcos regulatorios nacionales
A nivel nacional, en forma compatible con el Tratado Marco anteriormente descrito, cada país
debería emitir una ley de gas natural, con el objeto de definir un marco jurídico que brinde seguridad y
estabilidad a los actores futuros de la industria del gas natural, en particular por los altos riesgos del
proyecto, ya que se trata de un mercado a crearse. Los rubros en los cuales los gobiernos tienen un
margen de maniobra más amplio para reflejar las condiciones y objetivos nacionales, se refieren a los
conceptos vinculados a la comercialización y su enlace con la demanda. En general, los puntos más
34
En el proceso de conformación del mercado regional de electricidad, los países han eliminado
los aranceles para el combustible destinado a la generación eléctrica, por lo tanto, siendo el gas natural un
combustible sustituto, debe tener el mismo tratamiento.
60
importante de la ley de gas natural son los relacionados con el ente regulatorio, la estructura de la
industria, el régimen tarifario, las concesiones y licencias, y el régimen fiscal (véase el recuadro 3).
El tema de la integración vertical y horizontal de la industria de gas natural (transporte y
distribución a grandes clientes) en la región es un asunto clave en la definición de su estructura. Si bien
la experiencia internacional indica que una desintegración vertical es un factor favorable a la
introducción de la competencia en un mercado de gas natural, las condiciones de base del suministro de
este energético al Istmo Centroamericano apuntarían a analizar con mayor cuidado este punto.
En función de los factores de riesgo del proyecto en cada país, podría analizarse la posibilidad
de admitir un mayor nivel de integración, a efecto de que la firma transportadora participe también en la
comercialización del gas natural durante un período transitorio, a partir del cual se daría un proceso
gradual de apertura de los ductos. En este caso, se estimaría conveniente que cada país evalúe las
actividades de transporte de manera independiente a las de comercialización, con el propósito de
conferir mayor transparencia en el marco regulatorio y evitar la posible aplicación de subsidios
cruzados.
Con respecto al Ente Regulador, cada país debería definir si crear uno nuevo, específico para el
gas natural, o asignar estas funciones a uno ya instalado. La existencia de entes reguladores
multisectoriales facilitaría esta decisión, pues un paso adecuado sería darle también la responsabilidad
del gas natural. De esta forma, se estaría aprovechando los recursos humanos y materiales ya en
funcionamiento, así como las relaciones institucionales establecidas.
En el ámbito regulatorio, un aspecto que debería ser analizado con cuidado por los gobiernos es
la integración vertical multisectorial gas natural - electricidad, que podría llevar a que algunos actores
adquirieran posiciones dominantes dentro de un país. Las leyes antimonopólicas son un instrumento
indispensable para analizar aquellos segmentos no regulados, como la generación de energía eléctrica o
la comercialización de gas natural; sin embargo, se debe notar la debilidad en este tema en la gran
mayoría de países de la región.
Recuadro 3
Capítulos clásicos de una ley de gas natural
a)
Disposiciones generales: Presenta los conceptos generales de la ley, su cobertura, los sujetos a quienes se aplica
la ley, las actividades consideradas como de servicio público y de utilidad.
b) Definiciones: Incluye los conceptos relacionados con la industria de gas natural a ser utilizados en el texto de la
ley.
c) Objetivos de la regulación: Lista los relacionados con la industria de gas natural.
d) Creación y funciones del ente regulador: Trata sobre la creación de un nuevo ente regulador para la industria
de gas natural o la ampliación uno ya existente, así como las funciones inherentes de esta actividad, la
composición y nombramiento del Directorio, las calificaciones de los miembros del Directorio, las funciones
del Directorio, la gestión financiera, los tipos de ingresos, etc.
e) Entidad habilitadora: Se refiere a la instancia del gobierno central o del ente regulatorio habilitado para otorgar
concesiones, licencias y permisos para las diferentes actividades de la industria de gas natural.
f) Importación y exportación de gas natural: Presenta las condiciones bajo las cuales los diferentes actores pueden
importar y/o exportar gas natural (tipo de empresa, clase de permiso requerido, etc.).
61
g) Transporte y distribución: Indica las condiciones bajo las cuales se realizan estas actividades, tipo de
habilitación (concesión, licencia o permiso), duración de la habilitación, los derechos y obligaciones básicas y
específicas de los concesionarios y los titulares de licencias, proceso de renovación, disposiciones para la
construcción y operación de los ductos, servidumbres, etc.
h) Prestación de los servicios: Establece las condiciones para la satisfacción de la demanda de servicios, el acceso
de terceros a la capacidad de transporte y distribución, procedimiento de disputa por negación de acceso, etc.
i) Concentración e integración vertical: Establece las limitaciones con respecto a la integración vertical de los
actores presentes en la industria de gas natural, sus excepciones, límites en los grados de participación de una
empresa en otra, etc.
j) Tarifas (transporte y distribución): Define los principios bajo los cuales se calculan las tarifas, sistema de
fijación de las tarifas, rentabilidad, sistema de revisión de tarifas, conceptos de costos incluidos hasta el usuario
final, cargos aplicados (fijos, por consumo y por conexión), diferencias por tipo de servicio, proceso de
autorización y modificación de tarifas, precios libres, llamado a audiencias públicas, etc.
k) Régimen fiscal: Indica el régimen tributario aplicado a los diferentes actores presentes en la industria de gas
natural.
l) Contravenciones y sanciones: Establece las multas por violación o incumplimiento a la ley.
A pesar de que el suministro de gas natural al Istmo Centroamericano, en una primera etapa, se
concentre muy probablemente en los grandes consumidores, tanto de la industria eléctrica como del
sector industrial, las leyes nacionales de gas natural deberían contemplar desde un inicio la posibilidad
de un segmento de distribución de tipo residencial.
63
UNIDADES Y ABREVIATURAS
Unidades
m3
MM m3
pc
pcd
MMpc
Mpcd
km
Btu
MMBtu
MW
MWh
GNL
$US
Gpc
metro cúbico
millón de metros cúbicos
pie cúbico
pies cúbicos diarios
millón de pies cúbicos
miles de pies cúbicos diarios
kilómetros
British thermal unit
millones de Btu
Megavatios
Megavatios-hora
gas natural licuado
dólares de los Estados Unidos
Giga pies cúbicos (109 pc )
Abreviaturas
ROR
RPI
rate-of-return
retail price index
Equivalencias
1m3 = 35.31 pc
1pc = 0.028 m3
1pcd = 10 m3 /año
1,000 pc = 1 MMBtu = 21.8 m3 = 293 kWh
1 m3 = 10 kWh
1,000 pc = 0.025 tep = 0.18 bep = 1 MMBtu
1,000 m3 = 0.89 tep = 6.29 bep
Diccionario
Abastecimiento/suministro
Abastecedor
/Comerciante al menudeo
/Abastecedores
/ Proveedor
/ Agente comercial
/ Suministrador
Acceso abierto a los ductos
Cliente de la compañía de transporte
supply
supplier
open acces
shipper
64
Comerciantes al mayoreo
Compañías de distribución
Compañías de transporte
Compañía verticalmente integrada
Economías de envergadura
Economías de escala
Indice de precios al menudeo
Límite de precio
Mercado al menudeo
Mercado mayorista
Productores
Recolecta de gas de campos
Regulación de la tasa de retorno
/de la rentabilidad
/de la ganancia
Regulación por límite de precio
Separación de los servicios
Tasa interna de retorno
Transportador común
traders
distribution company
transport company
utility
economies of scope
economies of scale
retail price index
price cap
retail gas market
wholesale gas market
producers
gathering
rate-of-return regulation
price cap regulation
unbundling
rate-of-return
common carrier
Instituciones
PEMEX
PDVSA
FERC
PUC
BGC
ENAGAS
GDF
YPF
YPFB
ECOPETROL
CREG
Petróleos Mexicanos
Petróleos de Venezuela
Federal Energy Regulatory Commission (Estados Unidos)
Public Utility Commission (Estados Unidos)
British Gas Corporation
Empresa Nacional de Gas
Gaz de France
Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
Empresa Colombiana del Petróleo
Comisión Reguladora de Energía y Gas (Colombia)
65
Anexo I
Cuadro A1
ORGANIZACIÓN DE LA INDU STRI A D EL GAS N ATU R AL EN PAÍSES SELECCION ADO S EN 1997
Empresas
País
Producción
Estados
Unidos
Existen más de 5,000
produ ctores. Entr e los
má s importantes,
Amoco, Exxon, Mobil,
Chevr on, Shell, Ar co y
Texaco
Trans porte
Distribución
Privado
Alr ededor de 40
grandes empr esa s
abastecen varios
estados. En un solo
estado llega n a operar
varia s decenas. La s má s
importantes: EL Paso
Natural Gas,
Trancontinental Ga s
Pipeline, Tennessee
Gas Pipeline y Texas
Easter n Transmisssion
Privado
Varia s centena s de
empr esa s locales en
todo el país
Canadá
Composición de c apital
Privado o mixto
Varia s centena s de
empr esa s. La s má s
importantes: Amoco,
Shell y Exxon
Seis grandes empr esa s
con ga sodu ctos
inter pr ovinciales o
inter nacionales:
TransCa nada Pipelines,
Alberta Natural Gas,
Foothills Pipelines,
Westcoa st Ener gy,
Gazoduc Trans Qu ébec
et Maritimes, Maritimes
and Nor thea st Pipeline
Mana gement. Existen
varia s empr esa s
opera ndo en Alberta
Privado
De la s 10 pr ovincia s, 7
cuenta n con el servicio.
9 grandes empr esa s de
distr ibu ción local,
comparten el merca do
con decena s de
pequ eña s compa ñía s
Privado o mixto
Fuente: Elizalde, A., Modèles d’ or ganisation et de r églementation de l’indu str ie du ga z naturel: le ca s du Méxique, Mémoir e de D EA, Univer sité
Paris I X-Dauphine, septiembr e 1998.
(continúa)
66
Cuadro A1 ( continuación)
ORGANIZACIÓN DE LA INDU STRI A D EL GAS N ATU R AL EN PAÍSES SELECCION ADO S EN 1997
Empresas
País
Producción
Trans porte
Distribución
Argentina
Yacimientos
Petrolífer os Fiscales
Inver sionista s priva dos na cionales y extra njer os
(70%), provincia s (20%) y tra bajador es (10%)
CNPC, Pluspetr ol,
Astra , Brida s/Chauvco,
Tecpetrol
Privado
(mayor ía de inver sionista s nacionales)
Transpor tadora de Ga s
del Sur
Canadia n N ova (11.4%), Technint 15.6 %, CG C
(15.6%), Petrona s (10.5%) , Estado (25%) ,
trabajador es (5 %), Grupo de I nver sor es
Fina ncier os (16.9%)
Metroga s
Buenos Air es N orte
Nor este
Del Centr o
Guyana
Del Litoral
Pampeana
Del Sur
Colombia
Vene zuela
Composición de c apital
Ecopetrol
Ecopetrol
Compa ñía s a sociada s a
Ecopetrol, como Esso
Colombiana, Texa co y
Amoco
Compa ñía s a sociada s o
no con Ecopetrol, como
Enr on, TransCa nada y
BP
Compa ñía s a sociada s o
no a Ecopetr ol como
Gas Natural
PD VSA
(Cor poven, Lagoven y
Maraven)
PD VSA
(Delta ven)
PD VSA
(Cevega s)
Mixto ( opera do por British Ga s)
Mixto ( opera do por Ga s Natural SDG )
Mixto ( opera do por Ga sco)
Mixto ( opera do por I talga s)
Mixto ( opera do por I talga s)
Mixto ( opera do por Tractebel)
Mixto ( opera do por Camu zzi Ga smetri)
Mixto ( opera do por Camu zzi Ga smetri)
Público
Privado o mixto
Público
Fuente: Elizalde A., Modèles d’orga nisation et de r églementation de l’ indu strie du gaz natur el: le ca s du Méxique, Mémoir e de DEA, Univer sité
Paris I X-Dauphine, septiembr e 1998.
(continúa)
67
Cuadro A1 ( continuación)
ORGANIZACIÓN DE LA INDU STRI A D EL GAS N ATU R AL EN PAÍSES SELECCION ADO S EN 1997
Empresas
País
Producción
Reino Unido
12 empr esa s a caparan
80% de la pr oducción:
British Ga s, BP,
Shell/Exxon, Elf,
Conoco, Mobil, Arco,
Amoco, Entr eprise Oil,
Amerada Hess,
Hamilton y Total
Trans porte
Distribución
Privado
BG Transco
Privado (BG plc 100%)
40 shippers: Centr ica,
Alliance Ga s, BP Ga s,
Mobil Ga s Marketing,
Kinetica, Aga s,
Quadrant, TGM,
Amoco/Seabor d…
Varios suppliers
atendiendo demanda s
superior es a 2,500 th:
Centrica, Amer da H ess,
Total, Souther m Elec.,
Carortex, N or web,
Sweb Ga s, Swa lec,
Sterling Ga s, Scottish,
British Fuels, Bea con
Gas, Midla nd Ga s
Varios suppliers
atendiendo la dema nda
abajo de 2,500 th:
Centrica, Allia nce Ga s,
BP Ga s, Mobil Ga s
Marketing, Kinetica,
Agas, Quadra nt, TGM,
Amoco/Seaboard
España
Composición de c apital
Repsol Exploración
Privado
Privado
Privado
Mixto. Privado (90%) y Estado vía SEPI(10%)
Enaga s
Enaga s
Gas Natural SDG (91%), Estado vía SEPI(9 %)
Gas natural SDG
Repsol (45%) , La Caixa (25%), Estado (3.8%),
pequ eños a ccionistas
Bilboa gas, Cedega s,
Gas Ara gón,
Donostiga s, Gas
Andalu cía, Gas Ca stilla,
La Ma ncha, Gas de
Asturia s, Ga s Natural
de Ala va, Ga s Galicia
Privado, público y mixto
SDG, Ga s Natural
Castilla y León, Ga s
Navarra, Ga s Rioja,
Gas y Electricidad,
Naturgas, Sociedad de
Gas de Eu skadi, Ga s
Natural de
Extr ema dura, Ga s
Figu er es, Gas Gir ona,
Gas Lleida , Ga s
Terraconense, Ga s Vic
Fuente: Elizalde, A., Modèles d’organisation et de réglementation de l’industrie du gaz naturel: le cas du Méxique, Mémoire de DEA, Université
Paris IX-Dauphine, septiembre 1998.
(continúa)
68
Cuadro A1 ( conclu sión)
ORGANIZACIÓN DE LA INDU STRI A D EL GAS N ATU R AL EN PAÍSES SELECCION ADO S EN 1997
Empresas
País
Producción
Francia
Elf Aquitania
Esso-Rep, Eurafrep y
Coparex
Trans porte
Distribución
Mixto (Esta do 10%)
Mixto
Gaz de Fra nce
Gas du Su d-Ouest
(GSO)
Compa gnie Française
de Métha ne
Gaz de Fra nce
Rusia
AGI P
Edison Ga s
Elf Aquitaine
RAO Gazpr om
Empr esa s explota ndo
gas a socia do y ga s
costas a fuera s
SN AM
RAO Gazpr om
Italga s
Alr ededor de 750
empr esa locales de tipo
municipal
RAO Gazpr om
Público o mixto
Mixto (EN EL 100%)
Mixto
Mixto (Esta do 10%)
Mixto: SN AM (41.4%) y otr os (58.6%)
Público, pr iva do y mixto
Mixto (Esta do 40%)
Mixto ( mayoría del Esta do)
3 tipos de empr esa; a
nivel local , los G orga z;
a nivel de los O bla sts,
los O blgazs, y a nivel
de zona geográ fica, los
Mezhraigaz.
Australia
Público
Mixto. Elf (70%) y GDF (30%)
Mixto. DG F (50%) ELF (40 %) y Total (10%)
17 compañía s
municipales
Italia
Composición de c apital
BHP Petr oleum, BP
Developments
Au stralia, Cultu s
Petroleu m, Energy
Equity, Esso Au stralia,
Mobil, Santos, Shell,
West Au stralia n Natural
Gas a nd Woodside
Mixto. En la mayoría de los ca sos pertenece a los
trabajador es, al Esta do una fracción minor itaria;
alguna s veces participa Ga zprom
Privado
AGL Pipelines, CMS
Enr gy, Coa stal Ga s
Au stralia, Ea st
Au stralia n Pipeline,
Epic Ener gy, G oldfields
Gas Transmission,
PG &E Ga s
Transmission-Australia,
Transmission PipelinesAu stralia, y Westcoa st
Ener gy Australia
Privado
Varia s empr esas. En
Victoria: Multinet,
Stratu s N etwork,
Privado, público y mixto
Westar ; en Queensland:
Allga s Ener gy; en N ew
South Wales: AGL; en
Wester n: Alinta gas…
Fuente: Elizalde, A., Modèles d’ or ganisation et de r églementation de l’indu str ie du ga z naturel: le ca s du Méxique, Mémoir e de D EA, Univer sité
Paris I X-Dauphine, septiembr e 1998.
69
Anexo II
Directiva 98/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 22 de junio de 1998 sobre
normas comunes para el mercado interior del gas natural
Diario Oficial n° L 204 de 21/07/1998 P. 0001 - 0012
EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,
Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea y, en particular, el apartado 2 de su
artículo 57, su artículo 66 y su artículo 100 A,
Vista la propuesta de la Comisión (1),
Visto el dictamen del Comité Económico y Social (2),
De conformidad con el procedimiento establecido en el artículo 189 B del Tratado (3),
(1) Considerando que, de conformidad con el artículo 7 A del Tratado, el mercado interior
implica un espacio sin fronteras interiores en el que la libre circulación de mercancías,
personas, servicios y capitales está garantizada; que es importante adoptar medidas destinadas a
continuar la realización del mercado interior;
(2) Considerando que, de conformidad con el artículo 7 C del Tratado, hay que tener en cuenta
las diferencias en el desarrollo de ciertas economías, si bien las excepciones que se establezcan
deben tener un carácter temporal y perturbar lo menos posible el funcionamiento del mercado
común;
(3) Considerando que el establecimiento de un mercado del gas natural competitivo constituye
un elemento importante de la consecución del mercado interior de la energía;
(4) Considerando que la Directiva 91/296/CEE del Consejo, de 31 de mayo de 1991, sobre el
tránsito de gas natural a través de las grandes redes (4) y la Directiva 90/377/CEE del Consejo,
de 29 de junio de 1990, relativa a un procedimiento comunitario que garantice la transparencia
de los precios aplicables a los consumidores industriales finales de gas y de electricidad (5)
constituyen una primera fase de la realización del mercado interior del gas natural;
(5) Considerando que actualmente es necesario tomar otras medidas con el objeto de establecer
el mercado interior del gas natural;
(6) Considerando que lo dispuesto en la presente Directiva no afectará a la plena aplicación del
Tratado CE, y en particular, de sus disposiciones relativas a la libre circulación de mercancías
en el mercado interior y a las normas de competencia y no afecta a las competencias que el
Tratado otorga a la Comisión;
(7) Considerando que el mercado interior del gas natural debe realizarse progresivamente para
que la industria eléctrica pueda ajustarse flexible y racionalmente a la nueva situación, y para
tener en cuenta la diversidad actual de las estructuras de los mercados en los Estados miembros;
(8) Considerando que el establecimiento del mercado interior en el sector del gas natural debe
favorecer la interconexión y la interoperabilidad de las redes, por ejemplo por medio de clases
de gas compatibles;
70
(9) Considerando que se debería establecer un número determinado de normas comunes para la
organización y el funcionamiento del sector del gas natural; que, de acuerdo con el principio de
subsidiariedad, dichas normas únicamente constituyen un marco de principios generales, cuya
aplicación concreta debe, sin embargo, confiarse a los Estados miembros, que podrán mantener
o escoger el régimen más adecuado a su situación particular, en especial respecto a las
autorizaciones y a la supervisión de los contratos de suministro;
(10) Considerando que el suministro exterior de gas natural reviste una importancia particular
para la compra de gas natural en Estados miembros muy dependientes de las importaciones;
(11) Considerando que, por regla general, las empresas del sector de gas natural deben poder
actuar sin ser objeto de discriminación;
(12) Considerando que para garantizar la seguridad de suministro, la protección del consumidor
y la protección del medio ambiente, para algunos Estados miembros puede ser necesaria la
imposición de obligaciones de servicio público, puesto que, en su opinión, la libre competencia
por sí misma no las garantiza;
(13) Considerando que la planificación a largo plazo es uno de los medios para realizar dichas
obligaciones de servicio público, teniendo en cuenta la posibilidad de que terceros intenten
acceder a la red; que los Estados miembros pueden supervisar contratos de compra garantizada
(take-or-pay) celebrados para mantenerse al día con la situación de suministro;
(14) Considerando que el apartado 1 del artículo 90 del Tratado obliga a los Estados miembros
a respetar las normas de competencia en relación con las empresas públicas y con empresas a
las que se hayan concedido derechos especiales o exclusivos;
(15) Considerando que el apartado 2 del artículo 90 del Tratado sujeta a las empresas
encargadas de servicios de interés económico general a tales normas bajo condiciones
concretas; que la ejecución de la presente Directiva tendrá un impacto sobre las actividades de
dichas empresas; que, tal como se dispone en el apartado 3 del artículo 3, los Estados miembros
no estarán obligados a aplicar el artículo 4 a su infraestructura de distribución con el fin de no
obstaculizar el cumplimiento, de hecho o de derecho, de las obligaciones de interés económico
general impuestas a las compañías de gas natural;
(16) Considerando que los Estados miembros, al imponer obligaciones de servicio público a las
empresas del sector del gas natural, deberán, por consiguiente, respetar las normas
correspondientes del Tratado, tal como han sido interpretadas por el Tribunal de Justicia de las
Comunidades Europeas;
(17) Considerando que se deberían fijar criterios y procedimientos básicos con respecto a las
autorizaciones que los Estados miembros pueden conceder para la construcción o explotación
de las instalaciones pertinentes de su red nacional; que estas disposiciones no deberían afectar a
las normas pertinentes de la legislación nacional que somete a la construcción o explotación de
las instalaciones pertinentes a un requisito de autorización; que dicho requisito no debería, sin
embargo, restringir la competencia entre las empresas del sector;
(18) Considerando que la Decisión n° 1254/96/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5
de junio de 1996, por la que se establece un conjunto de orientaciones para las redes
71
transeuropeas de la energía (6), contribuye al desarrollo de infraestructuras integradas en el
sector del gas natural;
(19) Considerando que las normas técnicas para la explotación de las redes y de las líneas
directas deben ser transparentes y deben garantizar la interoperabilidad de las redes;
(20) Considerando que deberán fijarse normas básicas por lo que se refiere a las empresas de
conducción, de almacenamiento y de gas natural licuado, así como para las empresas de
distribución y de suministro;
(21) Considerando que conviene asimismo que las autoridades competentes puedan acceder a la
contabilidad interna de las empresas, respetando la confidencialidad;
(22) Considerando que la contabilidad de todas las compañías de gas natural integradas deberá
tener un alto grado de transparencia; que diferentes actividades deberán llevar su contabilidad
por separado, cuando sea necesario para evitar discriminaciones, subvenciones cruzadas y
demás distorsiones de la competencia, teniendo en cuenta, según los casos, que la conducción, a
efectos de contabilidad, incluye la regasificación; que las entidades jurídicas, como la bolsa o
los mercados de futuros, que, al margen de esta actividad comercial no realicen ninguna de las
funciones de una empresa de gas natural, no deberán mantener contabilidad por separado; que
la contabilidad integrada de producción de hidrocarburos y actividades conexas puede
presentarse como parte del requisito de contabilidad respecto a actividades no relacionadas con
el gas que exige la presente Directiva; que la información pertinente del apartado 3 del artículo
23 deberá incluir, en caso necesario, información contable sobre los gasoductos previos;
(23) Considerando que el acceso a la red debería tener un carácter abierto de conformidad con
la presente Directiva y deberá conducir a un nivel suficiente y, si procede, comparable de
apertura de los mercados de los distintos Estados miembros; que, al mismo tiempo, la apertura
de los mercados no debería crear un desequilibrio innecesario en la situación competitiva de las
empresas de los distintos Estados miembros;
(24) Considerando que, debido a la diversidad de las estructuras y a la especificidad de las
redes en los Estados miembros, conviene prever varios procedimientos de acceso a la red que se
administren de conformidad con criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios;
(25) Considerando que para llegar a un mercado competitivo del gas natural es preciso
proporcionar acceso a redes de gasoductos previas; que se requiere un tratamiento separado en
lo que respecta al acceso a esas redes de gasoductos previas teniendo en cuenta, en particular,
las características económicas, técnicas y operativas especiales de tales redes; que las
disposiciones de la presente Directiva no afectarán de ninguna manera a las normas fiscales
nacionales;
(26) Considerando que es preciso regular la autorización, la construcción y la utilización de
líneas directas;
(27) Considerando que procede establecer cláusulas de salvaguardia y procedimientos de
solución de conflictos;
72
(28) Considerando que hay que evitar todo abuso de posición dominante y todo
comportamiento depredatorio;
(29) Considerando que, debido al riesgo de dificultades particulares de adaptación en
determinados Estados miembros, debe preverse la posibilidad de establecer excepciones
temporales;
(30) Considerando que los contratos de compra garantizada (take-or-pay) a largo plazo son una
realidad de mercado para garantizar el suministro de gas a los Estados miembros; que, en
especial, deberían preverse excepciones a determinadas disposiciones de la presente Directiva
en caso de que una compañía de gas natural se encuentre o pueda encontrarse en dificultades
económicas graves a causa de sus obligaciones de compra garantizada (take-or-pay); que estas
excepciones no deben socavar el objetivo de la presente Directiva de liberalizar el mercado
interior del gas natural; que todo contrato de compra garantizada (take-or-pay) iniciado o
renovado después de la entrada en vigor de la presente Directiva debe celebrarse con prudencia
para no obstaculizar una apertura significativa del mercado; que, por lo tanto, dichas
excepciones deberán limitarse en el tiempo y en su alcance y deberán concederse de una
manera transparente, bajo la supervisión de la Comisión;
(31) Considerando que se necesitan disposiciones específicas para los mercados e inversiones
en otras zonas que todavía no han alcanzado una etapa de desarrollo; que las excepciones para
tales mercados y zonas deben limitarse en el tiempo y en su alcance; que, en aras de la
transparencia y la uniformidad, la Comisión debería tener un papel de importancia en la
concesión de esas excepciones;
(32) Considerando que la presente Directiva constituye otra fase de liberalización; que, aun
después de su aplicación, seguirán existiendo ciertos obstáculos al comercio del gas natural
entre Estados miembros; que, a la luz de la experiencia adquirida podrán presentarse propuestas
a fin de mejorar el funcionamiento del mercado interior del gas natural; que, por tanto, la
Comisión debe informar al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la aplicación de la presente
Directiva,
HAN ADOPTADO LA PRESENTE DIRECTIVA:
CAPÍTULO I ÁMBITO DE APLICACIÓN Y DEFINICIONES
Artículo 1
La presente Directiva establece normas comunes relativas a la conducción, la distribución, el
suministro y el almacenamiento de gas natural. Define las normas relativas a la organización y
funcionamiento del sector del gas natural, incluido el gas natural licuado (GNL), al acceso al
mercado, al funcionamiento de las redes y a los criterios y procedimientos que deberán
aplicarse para otorgar autorizaciones de conducción, distribución, suministro y almacenamiento
de gas natural.
Artículo 2
A efectos de la presente Directiva, se entenderá por:
73
1) «compañía de gas natural»: cualquier persona jurídica o física que realice al menos una de
las actividades siguientes: producción, conducción, distribución, suministro, compra o
almacenamiento de gas natural, incluido el gas natural licuado, y que lleve a cabo las tareas
comerciales, técnicas o de mantenimiento relacionadas con estas funciones, pero sin incluir a
los clientes finales;
2) «red de gasoductos previa»: todo gasoducto o red de gasoductos explotados o construidos
como parte de un centro de producción de petróleo o de gas, o utilizados para transportar gas
natural de uno o más de dichos centros a una planta o terminal de transformación o a una
terminal final costera de descarga;
3) «conducción»: el transporte de gas natural por redes de gasoductos de alta presión distintas
de las redes de gasoductos previas para su suministro a los clientes;
4) «empresa de conducción»: cualquier persona física o jurídica que realice la actividad de
conducción;
5) «distribución»: el transporte de gas natural por redes de gasoductos locales o regionales para
su suministro a clientes;
6) «empresa de distribución»: cualquier persona física o jurídica que realice la actividad de
distribución;
7) «suministro»: la entrega y/o la venta a clientes de gas natural procesado, incluido el licuado;
8) «empresa suministradora»: cualquier persona física o jurídica que realice la función de
suministro;
9) «instalación de almacenamiento»: una instalación utilizada para el almacenamiento de gas
natural de la que sea propietario o de cuya explotación se haga cargo una compañía de gas
natural, excluida la parte utilizada para operaciones de producción;
10) «empresa de almacenamiento»: la persona física o jurídica que realiza la actividad de
almacenamiento;
11) «instalación de GNL»: una terminal que se utilice para licuar el gas natural o para
descargar, almacenar y regasificar el gas natural licuado;
12) «red»: cualesquiera redes de conducción o distribución o instalaciones de GNL de las que
sea propietaria o de cuya explotación se haga cargo una compañía de gas natural, incluidas sus
instalaciones de servicios auxiliares, así como las de las empresas vinculadas necesarias para
dar acceso a la conducción y a la distribución;
13) «red interconectada»: el conjunto formado por varias redes conectadas entre sí;
14) «línea directa»: un gasoducto para gas natural complementario de la red interconectada;
15) «compañía de gas natural integrada»: una empresa integrada vertical u horizontalmente;
16) «empresa verticalmente integrada»: una compañía de gas natural que realice al menos dos
de las actividades siguientes: producción, conducción, distribución, suministro o
almacenamiento de gas natural;
17) «empresa horizontalmente integrada»: una empresa que realice al menos una de las
actividades siguientes: producción, conducción, distribución, suministro o almacenamiento de
gas natural, así como actividades no relacionadas con el gas;
18) «empresa vinculada»: las empresas filiales, con arreglo al artículo 41 de la Séptima
Directiva 83/349/CEE del Consejo, de 13 de junio de 1983, basada en la letra g) del apartado 3
del artículo 54 del Tratado, sobre cuentas consolidadas (7), o las empresas asociadas, con
arreglo al apartado 1 del artículo 33 de dicha Directiva, o las empresas que pertenezcan a los
mismos accionistas;
19) «usuario de la red»: cualquier persona física o jurídica que abastezca a las redes o que sea
abastecida por éstas;
20) «clientes»: los clientes al por mayor o clientes finales de gas natural y las compañías de gas
natural que compren gas natural;
74
21) «cliente final»: el consumidor que compre gas natural para su propio uso;
22) «cliente mayorista»: si los Estados miembros reconocen su existencia, toda persona física o
jurídica que compre y venda gas natural y que no realice funciones de conducción o
distribución dentro o fuera de la red a la que esté conectado;
23) «planificación a largo plazo»: la planificación a largo plazo de la capacidad de suministro y
de transporte por parte de las compañías de gas natural para atender la demanda de gas natural
de las redes, diversificar las fuentes y garantizar el abastecimiento a los clientes;
24) «mercado emergente»: un Estado miembro en el que el primer suministro comercial de su
primer contrato de suministro a largo plazo de gas natural se haya efectuado menos de diez
años antes;
25) «seguridad»: tanto la seguridad en el suministro y abastecimiento como la seguridad
técnica.
CAPÍTULO II NORMAS GENERALES DE ORGANIZACIÓN DEL SECTOR
Artículo 3
1) Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 2, los Estados miembros, basándose en su
organización institucional y cumpliendo el principio de subsidiariedad, velarán por que las
compañías de gas natural funcionen con arreglo a los principios de la presente Directiva, con
miras a la realización de un mercado competitivo del gas natural, y no ejercerán discriminación
entre aquéllas en cuanto a derechos y obligaciones.
2) Los Estados miembros, respetando plenamente las disposiciones pertinentes del Tratado, en
particular su artículo 90, podrán imponer a las compañías de gas natural obligaciones de
servicio público de interés económico general, que podrán referirse a la seguridad, incluida la
seguridad del abastecimiento, a la regularidad, a la calidad y al precio de los suministros, así
como a la protección del medio ambiente. Estas obligaciones de servicio público deberán
definirse claramente, ser transparentes, no discriminatorias y controlables; dichas obligaciones
de servicio público, así como su posible revisión, serán publicadas y comunicadas sin demora a
la Comisión por los Estados miembros. Como medio de cumplir con las obligaciones de
servicio público relativas a la seguridad de abastecimiento, los Estados miembros que así lo
deseen podrán establecer una planificación a largo plazo, teniendo en cuenta la posibilidad de
que otras partes deseen acceder a las redes.
3) Los Estados miembros podrán decidir no aplicar las disposiciones del artículo 4) respecto de
la distribución, en la medida en que tal aplicación obstaculizara el cumplimiento, de hecho o de
derecho, de las obligaciones impuestas a las compañías de gas natural en el interés económico
general, y en que el desarrollo de los intercambios se viese afectado de tal manera que resultara
contrario a los intereses de la Comunidad. Los intereses de la Comunidad incluyen, entre otros,
la competencia con respecto a los clientes cualificados de conformidad con la presente
Directiva y con el artículo 90 del Tratado.
Artículo 4
1) Cuando se requiera una autorización (por ejemplo, licencia, permiso, concesión, acuerdo o
aprobación) para la construcción o explotación de instalaciones de gas natural, los Estados
miembros o cualquier autoridad competente que ellos designen, otorgarán autorizaciones para
construir y/o explotar en su territorio las mencionadas instalaciones y gasoductos y el equipo
correspondiente, con arreglo a los apartados 2 a 4. Los Estados miembros o cualquier autoridad
75
competente que éstos designen también podrán otorgar, sobre esa misma base, autorizaciones
para el suministro de gas natural y autorizaciones a clientes mayoristas.
2) Los Estados miembros que dispongan de un sistema de autorizaciones establecerán criterios
objetivos y no discriminatorios, que deberá cumplir toda empresa que solicite una autorización
para construir y/o explotar instalaciones de gas natural o que solicite una autorización para
suministrar gas natural. Los criterios y procedimientos para la concesión de autorizaciones, que
no deberán ser discriminatorios, serán objeto de publicación.
3) Los Estados miembros velarán por que los motivos de la denegación de una concesión de
autorización sean objetivos y no discriminatorios, y se informe de ellos al solicitante. Se
comunicarán a la Comisión, a efectos informativos, los motivos de las denegaciones de que se
trate. Asimismo, los Estados miembros establecerán un procedimiento que permita al
solicitante recurrir contra tales denegaciones.
4) Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 20, cuando se trate del desarrollo de zonas en las
que el suministro sea reciente y de la eficacia de la explotación, en general, los Estados
miembros podrán denegar nuevas autorizaciones para la construcción y explotación de redes de
gasoductos de distribución en una zona determinada, una vez que se hayan construido o se haya
propuesto la construcción de dichas redes de gasoductos en la citada zona y cuando no esté
saturada la capacidad de transporte existente o propuesta.
Artículo 5
Los Estados miembros velarán por que se elaboren y estén disponibles las normas técnicas que
establezcan los requisitos técnicos mínimos de diseño y funcionamiento para la conexión a la
red de instalaciones de GNL, instalaciones de almacenamiento, otras redes de conducción o de
distribución y gasoductos directos. Dichas normas técnicas deberán garantizar la
interoperabilidad de las redes, ser objetivas y no discriminatorias. Se notificarán a la Comisión,
con arreglo al artículo 8 de la Directiva 83/189/CEE del Consejo, de 28 de marzo de 1983, por
la que se establece un procedimiento de información en materia de las normas y
reglamentaciones técnicas (8).
CAPÍTULO III CONDUCCIÓN, ALMACENAMIENTO Y GNL
Artículo 6
Los Estados miembros velarán por que las empresas de conducción, de almacenamiento y de
GNL actúen con arreglo a las disposiciones de los artículos 7 y 8.
Artículo 7
1) Cada empresa de conducción, de almacenamiento y/o de GNL deberá explotar, mantener y
desarrollar, en condiciones económicamente aceptables, instalaciones de conducción, de
almacenamiento y/o de GNL seguras, fiables y eficaces, teniendo debidamente en cuenta el
medio ambiente.
2) En cualquier caso, las empresas de conducción, almacenamiento y/o de GNL no deberán
discriminar entre los usuarios de la red o categorías de usuarios de la red, en particular
favoreciendo a sus empresas vinculadas.
3) Cada empresa de conducción, de almacenamiento y/o de GNL proporcionará a cualquier otra
empresa de conducción, de almacenamiento y/o de distribución suficiente información para
76
garantizar que el transporte y almacenamiento de gas natural pueda producirse en forma
compatible con un funcionamiento seguro y eficaz de la red interconectada.
Artículo 8
1) Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 12 o de cualquier otra obligación legal de revelar
información, las empresas de conducción, de almacenamiento y/o de GNL deberán preservar el
carácter confidencial de la información delicada a efectos comerciales de que tengan
conocimiento en el desempeño de su actividad.
2) Las empresas de conducción, con ocasión de las compras o ventas de gas natural efectuadas
por ellas o por una empresa vinculada, no deberán hacer uso inadecuado de cualquier
información delicada a efectos comerciales, obtenida de terceros en el momento de la concesión
o de la negociación del acceso a la red.
CAPÍTULO IV DISTRIBUCIÓN Y SUMINISTRO
Artículo 9
1) Los Estados miembros velarán por que las empresas de distribución procedan con arreglo a
lo dispuesto en los artículos 10 y 11.
2) Los Estados miembros podrán imponer a las empresas distribuidoras o suministradoras la
obligación de abastecer a los clientes situados en una zona determinada o pertenecientes a una
determinada categoría, o ambas cosas. La tarifa de esos suministros podrá regularse, por
ejemplo, para asegurar la igualdad de trato de los clientes de que se trate.
Artículo 10
1) Cada empresa de distribución deberá explotar, mantener y desarrollar en condiciones
económicamente aceptables una red segura, fiable y eficaz, teniendo debidamente en cuenta el
medio ambiente.
2) En cualquier caso las empresas de distribución no deberán discriminar a los usuarios de la
red o a categorías de usuarios de la red, en particular favoreciendo a sus empresas vinculadas.
3) Cada empresa de distribución proporcionará a cualquier otra empresa de distribución, de
conducción y/o de almacenamiento suficiente información para garantizar que el transporte de
gas pueda realizarse en forma compatible con un funcionamiento seguro y eficaz de la red
interconectada.
Artículo 11
1) Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 12 o de cualquier otra obligación legal de revelar
información, las empresas de distribución deberán preservar el carácter confidencial de la
información delicada a efectos comerciales de que tengan conocimiento en el desempeño de su
actividad.
2) Las empresas de distribución, con ocasión de las compras o ventas de gas natural efectuadas
por ellas o por una empresa vinculada, no deberán hacer uso inadecuado de cualquier
información delicada a efectos comerciales, obtenida de terceros en el momento de la concesión
o de la negociación del acceso a la red.
77
CAPÍTULO V SEPARACIÓN Y TRANSPARENCIA DE LAS CUENTAS
Artículo 12
Los Estados miembros, o cualquier autoridad competente que designen, incluidas las
autoridades competentes para la solución de conflictos a que hacen referencia el apartado 2 del
artículo 21 y el apartado 3 del artículo 23, tendrán el derecho de acceder a la contabilidad de las
compañías de gas natural, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 13, cuya consulta resulte
necesaria para sus funciones. Los Estados miembros y las autoridades competentes que hayan
sido designadas, incluidas las autoridades competentes para la solución de conflictos, deberán
preservar el carácter confidencial de la información delicada a efectos comerciales. Los Estados
miembros podrán establecer excepciones con respeto al principio de confidencialidad cuando
ello sea necesario para que las autoridades competentes lleven a cabo sus funciones.
Artículo 13
1) Los Estados miembros tomarán las medidas necesarias para garantizar que la contabilidad de
las compañías de gas natural se lleve con arreglo a lo dispuesto en los apartados 2 a 5 del
presente artículo.
2) Las compañías de gas natural, cualquiera que sea su régimen de propiedad o su forma
jurídica, establecerán, someterán a auditoría y publicarán su contabilidad anual con arreglo a las
normas de la legislación nacional sobre contabilidad anual de las sociedades con limitación de
la responsabilidad, adoptadas en aplicación de la Cuarta Directiva 78/660/CEE del Consejo, de
25 de julio de 1978, basada en la letra g) del apartado 3 del artículo 54 del Tratado y relativa a
las cuentas anuales de determinadas formas de sociedad (9).
Las empresas que no estén obligadas legalmente a publicar sus cuentas anuales conservarán una
copia de las mismas en su sede central, a disposición del público.
3) Las compañías de gas natural integradas llevarán en su contabilidad interna cuentas
separadas para sus actividades de conducción, distribución y almacenamiento de gas natural y,
cuando proceda, cuentas consolidadas para sus actividades no relativas al gas, tal como se les
exigiría si dichas actividades fueran realizadas por empresas distintas, a fin de evitar las
discriminaciones, las subvenciones cruzadas y el falseamiento de la competencia. Estas cuentas
internas incluirán un balance y una cuenta de pérdidas y ganancias para cada actividad.
Cuando sea de aplicación el artículo 16 y cuando el acceso a la red se efectúe sobre la base de
una cuota única tanto para la conducción como para la distribución, podrán combinarse las
cuentas correspondientes a la conducción y a la distribución.
4) Las empresas especificarán en su contabilidad interna las reglas de imputación de las
partidas del activo y del pasivo y de los gastos y de los ingresos, así como las reglas de
amortización, sin perjuicio de las normas contables de aplicación nacional, que observen para
establecer las cuentas separadas a que se refiere el apartado 3.
Dichas reglas podrán modificarse únicamente en casos excepcionales. Las modificaciones
deberán mencionarse y motivarse debidamente.
5) En las cuentas anuales se indicarán, en forma de notas, las operaciones de cierto volumen
realizadas con las empresas vinculadas.
78
CAPÍTULO VI ACCESO A LA RED
Artículo 14
Para la organización del acceso a la red, los Estados miembros podrán optar por uno de los
procedimientos contemplados en los artículos 15 y 16 o por ambos. Dichos procedimientos se
regirán por criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.
Artículo 15
1) Cuando se trate de un acceso negociado, los Estados miembros tomarán las medidas
necesarias para que las empresas de gas natural y los clientes cualificados, que se encuentren
dentro o fuera del territorio que abarque la red interconectada, puedan negociar el acceso a ésta
para celebrar contratos de suministro entre sí mediante acuerdos comerciales voluntarios. Las
partes deberán ser obligadas a negociar de buena fe el acceso a la red.
2) Los contratos de acceso a la red deberán negociarse con las empresas de gas natural que
correspondan. Los Estados miembros exigirán a las compañías de gas natural que publiquen las
principales condiciones de uso de la red durante el primer año siguiente a la aplicación de la
presente Directiva y, posteriormente, una vez al año.
Artículo 16
Los Estados miembros que opten por un procedimiento de acceso regulado tomarán las
medidas necesarias para dar a las empresas de gas natural y a los clientes cualificados que se
encuentren dentro o fuera del territorio que abarque la red interconectada derecho de acceso a la
red, con arreglo a tarifas publicadas y/o demás condiciones y obligaciones para la utilización de
dicha red. El derecho de acceso para los clientes cualificados podrá otorgarse permitiéndoles
participar en contratos de suministro con empresas competidoras de gas natural que no sean
propietarias y/o gestoras de la red o empresas vinculadas.
Artículo 17
1) Las empresas de gas natural podrán denegar el acceso a la red en caso de insuficiente
capacidad o cuando el acceso a la red les impidiera cumplir las obligaciones de servicio
público, mencionadas en el apartado 2 del artículo 3, que se les hubiere asignado o debido a
dificultades económicas y financieras graves con contratos de compra garantizada (take-or-pay)
que se refieran a los criterios y procedimientos del artículo 25 y a la alternativa elegida por los
Estados miembros con arreglo al apartado 1 de dicho artículo. Tales denegaciones deberán estar
debidamente motivadas.
2) Los Estados miembros podrán adoptar las medidas necesarias para garantizar que las
empresas de gas natural que denieguen el acceso a las redes alegando falta de capacidad o de
conexión efectúen las mejoras necesarias siempre que hacerlo sea económicamente viable y que
un posible cliente esté dispuesto a correr con los gastos que ello suponga. Cuando los Estados
miembros apliquen lo dispuesto en el apartado 4 del artículo 4, corresponderá a los propios
Estados miembros adoptar las citadas medidas.
79
Artículo 18
1) Los Estados miembros especificarán los clientes cualificados, entendiéndose como tales a los
clientes situados dentro de su territorio que tengan capacidad jurídica para contratar o adquirir
gas natural con arreglo a los artículos 15 y 16, sobreentendiéndose que deberán estar incluidos
todos los clientes a los que se refiere el apartado 2.
2) Los Estados miembros tomarán las medidas necesarias para garantizar que al menos los
siguientes clientes sean nombrados clientes cualificados:
• centrales productoras de electricidad alimentadas con gas, con independencia de su nivel de
consumo anual; no obstante, y a fin de salvaguardar el equilibrio de sus respectivos
mercados, los Estados miembros podrán introducir un umbral que no podrá ser superior al
nivel previsto para otros clientes finales en las condiciones de acceso de los productores
tanto de energía como de calor. Estos umbrales se darán a conocer a la Comisión;
• otros clientes finales que consuman más de 25 millones de metros cúbicos de gas al año
calculados según el consumo de cada instalación.
3) Los Estados miembros velarán por que la determinación de los clientes cualificados a la que
se refiere el apartado 1 dé lugar a una apertura del mercado igual, como mínimo, al 20 % del
consumo total anual de gas del mercado nacional del gas.
4) El porcentaje mencionado en el apartado 3 se aumentará a un 28 % del consumo total anual
de gas del mercado nacional del gas cinco años después de la entrada en vigor de la presente
Directiva, y a un 33 % diez años después de dicha entrada en vigor.
5) En caso de que la definición de clientes cualificados a la que se refiere el apartado 1 dé lugar
a una apertura del mercado superior al 30 % del consumo total anual de gas del mercado
nacional del gas, el Estado miembro de que se trate podrá modificar la definición de clientes
cualificados siempre que se reduzca la apertura del mercado a no menos de un 30 % de dicho
consumo. Los Estados miembros modificarán la definición de clientes cualificados de forma
equilibrada, sin ocasionar desventajas concretas para determinados tipos o categorías de
clientes cualificados y tomando en consideración las estructuras de mercado existentes.
6) Los Estados miembros tomarán las siguientes medidas para garantizar el incremento de la
apertura de sus mercados de gas natural durante un período de diez años:
• el umbral establecido en el segundo guión del apartado 2 para los clientes cualificados que
no sean las centrales productoras de energía alimentadas con gas se reducirá a 15 millones
de metros cúbicos al año calculados según el consumo de cada instalación cinco años
después de la entrada en vigor de la presente Directiva y a 5 millones de metros cúbicos al
año calculados según el consumo de cada instalación diez años después de la entrada en
vigor de la presente Directiva;
• el porcentaje mencionado en el apartado 5 se incrementará al 38 % del consumo total anual
de gas del mercado nacional del gas cinco años después de la entrada en vigor de la
presente Directiva, y al 43 % de dicho consumo diez años después de la entrada en vigor de
la presente Directiva.
7) Con respecto a los mercados emergentes, la apertura gradual al mercado prevista en el
presente artículo deberá comenzar a aplicarse a partir de la fecha en que expire la excepción
contemplada en el apartado 2 del artículo 26.
8) Las empresas de distribución, en caso de que no hayan sido reconocidas como clientes
cualificados con arreglo al apartado 1, tendrán capacidad jurídica para contratar el suministro
de gas natural conforme a los artículos 15 y 16 por el volumen de gas natural que consuman sus
clientes considerados cualificados y que entren en su red de distribución, con el fin de abastecer
a dichos clientes.
80
9) Los Estados miembros publicarán antes del 31 de enero de cada año los criterios para la
determinación de los clientes cualificados a la que se refiere el apartado 1. Esta información,
junto con cualquier otra información apropiada para acreditar el cumplimiento de la apertura
del mercado con arreglo al presente artículo, se comunicará a la Comisión para su publicación
en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas. La Comisión podrá solicitar a un Estado
miembro que modifique sus especificaciones si éstas constituyen un obstáculo a la correcta
aplicación de la presente Directiva en lo que respecta al buen funcionamiento del mercado
interior del gas natural. Si el Estado miembro de que se trate no da curso a esta petición en un
plazo de tres meses, se adoptará una decisión definitiva con arreglo al procedimiento I del
artículo 2 de la Decisión 87/373/CEE del Consejo, de 13 de julio de 1987, por la que se
establecen las modalidades del ejercicio de las competencias de ejecución atribuidas a la
Comisión (10).
Artículo 19
1) Para evitar desequilibrios en la apertura de los mercados del gas, durante el período al que se
refiere el artículo 28:
a) los contratos de suministro de gas con arreglo a lo dispuesto en los artículos 15, 16 17 con
un cliente cualificado en la red de otro Estado miembro no podrán prohibirse si el cliente
está considerado como cliente cualificado en las dos redes de que se trate;
b) en los casos en los que las transacciones descritas en la letra a) sean denegadas debido a que
el cliente esté cualificado sólo en una de las dos redes, la Comisión, teniendo en cuenta la
situación del mercado y el interés común, podrá obligar a la parte denegante a efectuar el
suministro de gas solicitado a petición del Estado miembro en el que esté situado el cliente
cualificado.
2) En paralelo con el procedimiento y el calendario previstos en el artículo 28, y a más tardar
transcurrida la mitad del plazo previsto en dicho artículo, la Comisión examinará la aplicación
de la letra b) del apartado 1 del presente artículo según la evolución del mercado y teniendo en
cuenta el interés común. A la luz de la experiencia adquirida, la Comisión evaluará esta
situación e informará sobre cualquier posible desequilibrio en la apertura de los mercados del
gas con respecto a la letra b) del apartado 1).
Artículo 20
1) Los Estados miembros adoptarán las medidas necesarias para permitir que:
• las compañías de gas natural establecidas en su territorio suministren dicho producto
mediante una línea directa a los clientes a que se refiere el artículo 18 de la presente
Directiva;
• dicho cliente cualificado en su territorio reciba abastecimiento de gas mediante una línea
directa por compañías de gas natural.
2) Cuando se requiera una autorización (por ejemplo: licencia, permiso, concesión, acuerdo o
aprobación) para la construcción o explotación de líneas directas, los Estados miembros o
cualquier autoridad competente que ellos designen fijarán los criterios para conceder
autorizaciones para la construcción o explotación de dichas líneas en su territorio. Estos
criterios deberán ser objetivos, transparentes y no discriminatorios.
3) Los Estados miembros podrán subordinar la autorización de construir una línea directa bien a
una denegación de acceso a una red, basada en el artículo 17, bien a la apertura de un
procedimiento de solución de conflictos con arreglo al artículo 21.
81
Artículo 21
1) Los Estados miembros velarán por que las partes negocien de buena fe el acceso a la red y
por que ninguna de ellas abuse de su posición negociadora para impedir el buen término de las
negociaciones.
2) Los Estados miembros designarán una autoridad competente, independiente de las partes,
para la pronta solución de los conflictos relacionados con las negociaciones de que se trate.
Dicha autoridad resolverá, en particular, los conflictos relacionados con las negociaciones y la
denegación de acceso dentro del ámbito de aplicación de la presente Directiva. La autoridad
competente presentará sin demora sus conclusiones, de ser posible en un plazo de doce semanas
a partir de la presentación de la solicitud de solución. El recurso a esa autoridad se entenderá
sin perjuicio del ejercicio del derecho a interponer recurso en virtud del Derecho comunitario.
3) En caso de conflicto transfronterizo, la autoridad competente para la solución de conflictos
responsable será la autoridad de solución de conflictos que abarque la red de la empresa de gas
natural que deniegue el uso o el acceso a la red. Cuando en litigios transfronterizos más de una
autoridad se ocupe de las redes en cuestión, dichas autoridades deberán mantener consultas con
vistas a garantizar la correcta aplicación de las disposiciones de la presente Directiva.
Artículo 22
Los Estados miembros crearán mecanismos adecuados y eficaces para la regulación, el control
y la transparencia con el fin de evitar cualquier abuso de posición dominante, en detrimento de
los consumidores en particular, y cualquier práctica abusiva. Dichos mecanismos tendrán en
cuenta las disposiciones del Tratado y, en particular, de su artículo 86.
Artículo 23
1) Los Estados miembros adoptarán las medidas necesarias para garantizar que, dondequiera
que estén establecidos, las empresas y clientes de gas natural cuya cualificación se requiera con
arreglo al artículo 18 puedan conseguir, de conformidad con el presente artículo, el acceso a las
redes de gasoductos previas, así como a los servicios técnicos correspondientes a dicho acceso
excepto para las partes de dichas redes y servicios utilizadas en las operaciones de producción
locales, situadas en el lugar del yacimiento en que se produzca el gas. Estas medidas se
notificarán a la Comisión de conformidad con lo dispuesto en el artículo 29.
2) El acceso contemplado en el apartado 1 se facilitará en la forma que determine el Estado
miembro de conformidad con los instrumentos jurídicos pertinentes. Los Estados miembros
pondrán en práctica los objetivos de un acceso justo y abierto para lograr un mercado
competitivo del gas natural y evitar posiciones dominantes abusivas, teniendo en cuenta la
seguridad y la regularidad del suministro, el potencial existente o fácilmente disponible y la
protección del medio ambiente. Se podrán tener en cuenta los elementos siguientes:
a) la necesidad de denegar el acceso en caso de incompatibilidad de especificaciones técnicas
que no puedan salvarse de forma razonable;
b) la necesidad de evitar dificultades que no puedan salvarse de forma razonable y que
pudiesen ir en menoscabo de la eficaz producción, actual y prevista, de hidrocarburos,
incluidos los producidos en yacimientos de viabilidad económica marginal;
c) la necesidad de respetar las necesidades debidamente justificadas del propietario o
explotador de la red de gasoductos previa en relación con el transporte y transformación del
gas y los intereses de todos los demás usuarios de la red de gasoductos previa o de los
servicios correspondientes de transformación o gestión que puedan resultar afectados; y
82
d) la necesidad de aplicar sus leyes y procedimientos administrativos, de conformidad con el
Derecho comunitario, en la concesión de las autorizaciones para la producción o el
desarrollo de fases previas del proceso.
3) Los Estados miembros garantizarán el establecimiento de acuerdos para la solución de
conflictos, así como una autoridad independiente de las partes con acceso a toda la información
pertinente, que permitan la rápida solución de conflictos relativos al acceso a redes de
gasoductos previas, observando los criterios expuestos en el apartado 2 y el número de las
partes que pudiesen intervenir en las negociaciones para el acceso a dichas redes.
4) En caso de litigios transnacionales, se aplicarán los acuerdos para la solución de conflictos
del Estado miembro bajo cuya jurisdicción se encuentre la red de gasoductos previa que no
permita el acceso. Cuando, en las disputas transnacionales, más de un Estado miembro cubra la
red de que se trate, los Estados miembros interesados mantendrán consultas a fin de garantizar
que las disposiciones de la presente Directiva se aplican de forma coherente.
CAPÍTULO VII DISPOSICIONES FINALES
Artículo 24
1) En caso de crisis repentina del mercado de la energía, o en la que esté amenazada la
integridad física o la seguridad de las personas, de aparatos o de instalaciones, o la integridad
de la red, los Estados miembros podrán tomar temporalmente las medidas de salvaguardia
necesarias.
2) Dichas medidas deberán causar las mínimas perturbaciones posibles en el funcionamiento
del mercado interior y no deberán tener un alcance mayor que el estrictamente indispensable
para superar las dificultades sobrevenidas.
3) El Estado miembro afectado notificará inmediatamente tales medidas a los demás Estados
miembros y a la Comisión, la cual podrá decidir que el Estado miembro de que se trate las
modifique o las suprima, en la medida en que falseen la competencia y afecten negativamente a
los intercambios de modo incompatible con el interés común.
Artículo 25
1) Si una compañía de gas natural afronta o considera que va a afrontar dificultades económicas
y financieras graves a causa de sus compromisos de compra garantizada (take-or-pay)
adquiridos en virtud de uno o varios contratos de compra de gas, podrá solicitarse al Estado
miembro de que se trate, o a la autoridad competente designada, una excepción temporal a lo
dispuesto en los artículos 15 o 16. A elección de los Estados miembros, las solicitudes se
presentarán caso por caso, bien antes o después de la denegación de acceso a la red. Los
Estados miembros también podrán dar a las compañías de gas natural la elección de presentar la
solicitud antes o después de la denegación de acceso a la red. Si una empresa de gas natural
deniega el acceso, deberá presentar la solicitud a la mayor brevedad. Las solicitudes deberán ir
acompañadas de toda la información pertinente relativa a la naturaleza y magnitud del
problema y a los esfuerzos realizados por la compañía de gas para solucionar el problema.
Si no se dispone de soluciones alternativas razonables el Estado miembro o la autoridad
competente, teniendo en cuenta lo dispuesto en el apartado 3, podrán conceder una excepción.
2) El Estado miembro, o la autoridad competente designada, notificará a la Comisión sin
pérdida de tiempo cualquier propuesta para conceder dicha excepción, que irá acompañada de
toda la información pertinente relativa a la solicitud de la excepción.
83
Esta información podrá remitirse a la Comisión de forma global, de manera que la Comisión
pueda pronunciarse con conocimiento de causa. Dentro de las cuatro semanas siguientes a la
recepción de esta notificación, la Comisión podrá pedir al Estado miembro, o a la autoridad
competente designada de que se trate, que modifique o revoque la decisión de concesión de la
excepción. Si el Estado miembro, o la autoridad competente designada de que se trate, no
cumple esta petición en el plazo de un período de cuatro semanas, se adoptará una decisión
definitiva de conformidad con el procedimiento I del artículo 2 de la Decisión 87/373/CEE.
La Comisión preservará la confidencialidad de la información delicada desde el punto de vista
comercial.
3) Al decidir sobre las excepciones contempladas en el apartado 1, el Estado miembro, o la
autoridad competente designada, y la Comisión tendrán en cuenta, en particular, los criterios
siguientes:
• el objetivo de lograr un mercado competitivo del gas;
• la necesidad de cumplir con las obligaciones de servicio público y garantizar la seguridad
del abastecimiento;
• la posición de la empresa de gas natural en el mercado del gas y la situación real de
competencia en dicho mercado;
• la gravedad de las dificultades económicas y financieras encontradas por empresas de gas
natural, empresas de conducción o clientes cualificados;
• las fechas de firma y las condiciones del contrato o contratos de que se trate, incluida la
medida en que permiten tener en cuenta la evolución del mercado;
• los esfuerzos realizados para encontrar una solución al problema;
• la medida en que la empresa, al aceptar los compromisos de compra garantizada (take-orpay) en cuestión, haya podido prever razonablemente, teniendo en cuenta lo dispuesto en la
presente Directiva, las graves dificultades que probablemente iban a surgir;
• el nivel de conexión de la red con otras redes y su grado de interoperabilidad, y
• las repercusiones que la concesión de una excepción tendría en la correcta aplicación de la
presente Directiva por lo que se refiere al buen funcionamiento del mercado interior del gas
natural.
Las decisiones sobre las solicitudes de excepción relativas a los contratos de compra
garantizada (take-or-pay) celebrados antes de la entrada en vigor de la presente Directiva no
deben dar lugar a una situación en la que sea imposible encontrar salidas económicamente
viables. Se considerará que no existen graves dificultades cuando las ventas de gas natural no
desciendan por debajo de la cantidad mínima de entrega estipulada en un contrato de compra
garantizada (take-or-pay) de gas o siempre que el contrato pertinente de compra garantizada
(take-or-pay) de gas pueda adaptarse o que la empresa de gas natural pueda encontrar salidas
alternativas.
4) Las compañías de gas natural a las que no se haya concedido una excepción mencionada en
el apartado 1 no podrán rechazar, o no podrán seguir rechazando, el acceso a la red a causa de
compromisos de compra garantizada (take-or-pay) adquiridos en virtud de un contrato de
compra de gas. Los Estados miembros velarán por el cumplimiento de las disposiciones
pertinentes del capítulo VI.
5) Toda excepción que se conceda con arreglo a las disposiciones anteriores deberá estar
debidamente justificada. La Comisión publicará la decisión en el Diario Oficial de las
Comunidades Europeas.
6) La Comisión, dentro de los cinco años siguientes a la entrada en vigor de la presente
Directiva, presentará un informe en el que se examinará la experiencia adquirida en la
84
aplicación del presente artículo, con el fin de permitir que el Parlamento Europeo y el Consejo
estudien, a su debido tiempo, la necesidad de efectuar adaptaciones del presente artículo.
Artículo 26
1) Los Estados miembros que no estén directamente conectados a la red interconectada de
cualquier otro Estado miembro y que tengan sólo un único proveedor principal externo podrán
establecer excepciones al artículo 4, a los apartados 1, 2, 3, 4 y 6 del artículo 18 y al artículo 20
de la presente Directiva. Todo proveedor con una cuota de mercado superior al 75 % será
considerado proveedor principal. Esta excepción quedará automáticamente sin efecto en el
momento en que al menos uno de estos requisitos deje de cumplirse. Cualquier excepción de
este tipo se notificará a la Comisión.
2) Todo Estado miembro que reúna los requisitos para ser considerado mercado emergente y
que, debido a la aplicación de la presente Directiva, experimentara problemas importantes, no
relacionados con los compromisos derivados de los contratos de compra garantizada (take-orpay) a los que se refiere el artículo 25, podrá establecer excepciones al artículo 4, a los
apartados 1, 2, 3, 4 y 6 del artículo 18 y al artículo 20 de la presente Directiva. Dicha excepción
quedará automáticamente sin efecto en el momento en que el Estado miembro deje de reunir los
requisitos para ser considerado mercado emergente. Cualquier excepción de este tipo se
notificará a la Comisión.
3) Cuando la aplicación de la presente Directiva cause problemas importantes en una zona
geográficamente limitada de un Estado miembro, en particular por lo que se refiere al
desarrollo de la infraestructura de conducción, y a fin de fomentar las inversiones, los Estados
miembros podrán solicitar a la Comisión que establezca una excepción temporal al artículo 4, a
los apartados 1, 2, 3, 4 y 6 del artículo 18 y al artículo 20, con el fin de mejorar la situación en
dicha zona.
4) La Comisión podrá conceder la excepción a que se refiere el apartado 3, teniendo en cuenta,
entre otros, los criterios siguientes:
• la necesidad de efectuar inversiones de infraestructura que no serían rentables en un
mercado competitivo,
• el nivel y las perspectivas de amortización de las inversiones necesarias,
• el tamaño y el grado de desarrollo de la red de gas en la zona de que se trate,
• las perspectivas de futuro del mercado de gas en cuestión,
• las dimensiones y características geográficas de la zona o región en cuestión, y
• los factores socioeconómicos y demográficos.
Sólo se podrán conceder excepciones cuando la zona no cuente con infraestructuras de gas o
bien sólo existan desde hace menos de diez años. La excepción temporal no podrá ser de más
de diez años a partir del primer suministro de gas en la zona.
5) La Comisión informará a los Estados miembros acerca de estas solicitudes antes de tomar la
decisión en virtud de lo dispuesto en el apartado 4, respetando la debida confidencialidad.
Dicha decisión, así como las excepciones contempladas en los apartados 1 y 2, se publicarán en
el Diario Oficial de las Comunidades Europeas.
Artículo 27
1) Antes de que transcurra un año desde la entrada en vigor de la presente Directiva, la
Comisión presentará al Parlamento Europeo y al Consejo un informe sobre los requisitos de
armonización que no estén relacionados con las disposiciones de la misma. Si fuere necesario,
85
la Comisión adjuntará a dicho informe las propuestas de armonización necesarias para el
funcionamiento eficaz del mercado interior del gas natural.
2) El Parlamento Europeo y el Consejo se pronunciarán sobre dichas propuestas dentro de los
dos años posteriores a su presentación.
Artículo 28
La Comisión revisará la aplicación de la presente Directiva y presentará un informe sobre la
experiencia adquirida en cuanto al funcionamiento del mercado interior del gas natural y la
aplicación de las normas generales mencionadas en el artículo 3, con objeto de que el
Parlamento Europeo y el Consejo, a la vista de la experiencia adquirida, puedan estudiar, en su
momento, la posibilidad de adoptar disposiciones para continuar mejorando el mercado interior
del gas natural, que serían efectivas a los diez años de la entrada en vigor de la presente
Directiva.
Artículo 29
Los Estados miembros pondrán en vigor las disposiciones legales, reglamentarias y
administrativas necesarias para dar cumplimiento a lo establecido en la presente Directiva a
más tardar dos años después de la fecha indicada en el artículo 30. Informarán inmediatamente
de ello a la Comisión. Cuando los Estados miembros adopten dichas disposiciones, éstas harán
referencia a la presente Directiva o irán acompañadas de dicha referencia en su publicación
oficial. Los Estados miembros establecerán las modalidades de la mencionada referencia.
Artículo 30
La presente Directiva entrará en vigor el vigésimo día siguiente al de su publicación en el
Diario Oficial de las Comunidades Europeas.
Artículo 31
Los destinatarios de la presente Directiva serán los Estados miembros.
Hecho en Luxemburgo, el 22 de junio de 1998.
Por el Parlamento Europeo
El Presidente
J. M. GIL-ROBLES
Por el Consejo
El Presidente
J. CUNNINGHAM
(1) DO C 65 de 14.3.1992, p. 14 y DO C 123 de 4.5.1994, p. 26.
(2) DO C 73 de 15.3.1993, p. 31 y DO C 195 de 18.7.1994, p. 82.
(3) Dictamen del Parlamento Europeo de 17 de noviembre de 1993 (DO C 329 de 6.12.1993, p.
182), Posición común (CE) n° 17/98 del Consejo de 12 de febrero de 1998 (DO C 91 de
26.3.1998, p. 46) y Decisión del Parlamento Europeo de 30 de abril de 1998 (DO C 152 de
18.5.1998). Decisión del Consejo de 11 de mayo de 1998.
(4) DO L 147 de 12.6.1991, p. 37; Directiva cuya última modificación la constituye la Directiva
95/49/CE (DO L 233 de 30.9.1995, p. 86).
86
(5) DO L 185 de 17.7.1990, p. 16; Directiva cuya última modificación la constituye el Acta de
adhesión de 1994.
(6) DO L 161 de 29.6.1996, p. 147; Decisión cuya última modificación la constituye la
Decisión n° 1047/97/CE (DO L 152 de 11.6.1997, p. 12).
(7) DO L 193 de 18.7.1983, p. 1; Directiva cuya última modificación la constituye el Acta de
adhesión de 1994.
(8) DO L 109 de 26.4.1983, p. 8; Directiva cuya última modificación la constituye la Directiva
96/139/CE (DO L 32 de 10.2.1996, p. 31).
(9) DO L 222 de 14.8.1978, p. 11; Directiva cuya última modificación la constituye la Directiva
94/8/CE (DO L 82 de 25.3.1994, p. 33).
(10) DO L 197 de 18.7.1987, p. 33.
87
Anexo III
PROTOCOLO SUSTITUTO DEL PROTOCOLO No. 2
DEL ACUERDO DE COMPLEMENTACIÓN ECONÓMICA No. 16 ENTRE LA
REPÚBLICA DE CHILE Y LA REPÚBLICA DE ARGENTINA.
Normas que Regulan la Interconexión Gasífera y el Suministro de Gas Natural entre la
República de Chile y la República Argentina.
ARTICULO 1
Cada Parte fomentará y alentará un régimen jurídico que permita a las personas naturales o
físicas y jurídicas, la libre comercialización, importación y transporte de gas natural entre la
Argentina y Chile.
ARTICULO 2
Las Partes no pondrán restricciones a que los productores y otros disponentes de gas natural de
la República Argentina y de la República de Chile exporten gas natural al país vecino, sobre la
base de sus reservas y sus disponibilidades, debidamente certificadas, que a tal fin
comprometan los exportadores e importadores. Tal antecedente permitirá a la Secretaría de
Energía de la República Argentina, en nombre del Poder Ejecutivo, y al Ministerio de
Economía, Fomento y Reconstrucción de la República de Chile, en nombre del Poder
Ejecutivo, según corresponda, considerar las solicitudes a fin de otorgar los respectivos
permisos de exportación de gas natural, en la medida que no se comprometa el abastecimiento
interno al momento del otorgamiento, si la legislación de las Partes así lo requiere.
ARTICULO 3
Las Partes garantizan la eliminación de restricciones legales, reglamentarias y administrativas a
la exportación y transporte de gas natural que los vendedores de Argentina estén dispuesto a
suministrar a Chile y que los vendedores de Chile estén dispuestos a suministrar a Argentina y
asimismo, a la importación y transporte de gas natural que los compradores de Chile estén
dispuestos a adquirir en Argentina y que los compradores de Argentina estén dispuestos a
adquirir en Chile.
ARTICULO 4
Las Partes otorgarán las autorizaciones, licencias y concesiones que sean necesarias para la
exportación e importación de gas natural, para la construcción, operación y explotación del o
los gasoductos, así como para el transporte del gas por los gasoductos nuevos y existentes.
Las personas naturales o físicas y jurídicas de derecho privado interesadas en iniciar o continuar
emprendimientos empresariales en el marco del presente Protocolo, deberán tomar las medidas
razonablemente necesarias para asegurar la capacidad de transporte en ambos países.
88
ARTICULO 5
Los vendedores y compradores negociarán y contratarán el precio de compraventa del gas, en
plazos, los volúmenes involucrados, las garantías necesarias y otras condiciones comunes a este
tipo de contratos, así como el transporte de gas, a través de los gasoductos correspondientes,
desde los puntos de entrega hasta los centros de consumo.
ARTICULO 6
El marco normativo aplicable a la compraventa, exportación, importación y transporte de gas lo
constituye la respectiva legislación de cada Estado y lo convenido en este instrumento.
La operación del o los gasoductos se regirá por el sistema de acceso abierto.
Los vendedores, compradores y transportistas del gas deberán observar la legislación
impositiva y aduanera aplicable a cada jurisdicción.
ARTICULO 7
Las Partes procederán de acuerdo al principio de no discriminación respecto de los
consumidores afectados, cualquiera sea la ubicación geográfica de estos, en los casos de fuerza
mayor o caso fortuito que afecten temporalmente elementos de infraestructura que sean
comunes a la exportación de Argentina hacia Chile o de Chile hacia Argentina y al consumo
interno, diciéndose en todos los casos mantener la proporcionalidad existente en condiciones
normales.
Las Partes convienen que la Secretaría de Energía de la República Argentina y la Comisión
Nacional de Energía de la República de Chile observen el cumplimiento de este principio.
ARTICULO 8
El tratamiento tributario a la importación de gas en Chile y Argentina no podrá ser superior al
tratamiento tributario de las importaciones de derivados del petróleo, ni inferior al de los
productos que utilizan gas natural como materia prima, siempre que éste no supere el primero,
que respectivamente rija en cada país.
ARTICULO 9
El tratamiento tributario a la exportación de gas en la Argentina y en Chile no podrá ser
superior al tratamiento tributario de las exportaciones de derivados del petróleo, ni superior si
los productos que utilizan gas como materia prima, que respectivamente rija en cada país.
ARTICULO 10
Las Partes se comprometen a proporcionar a su Contraparte toda la información sobre las
autorizaciones, licencias y concesiones solicitadas y otorgadas para la exportación e
importación de gas natural, así como para el transporte y para la construcción, operación y
explotación del o los gasoductos, que tengan relación con las operaciones de exportación,
importación y tránsito de gas natural entre ambos países. Del mismo modo, se proporcionarán
89
toda la información sobre el mercado del gas natural que sea necesaria para el análisis del
comportamiento del mercado interno del gas natural.
Para este propósito, las Partes acuerdan que la Secretaría de Energía de la República Argentina
y la Comisión Nacional de Energía de la República de Chile se constituyan en los entes
centralizadores de las informaciones a que se refiere este artículo.
ARTICULO 11
Las controversias que surgen entre las Partes sobre la interpretación, aplicación o
incumplimiento de las disposiciones contenidas en el presente Protocolo, serán sometidas al
siguiente procedimiento de actuación de controversias:
a) Las Partes se esforzarán en lograr la solución de las controversias mencionadas mediante
negociación directa a través de la Secretaría de Energía de la República Argentina y la
Comisión Nacional de Energía de la República de Chile.
b) La Parte que recurra a este procedimiento deberá comunicárselo por escrito a través del
organismo técnico indicado en el punto anterior al organismo técnico respectivo de la otra
Parte.
c) Las Partes podrán solicitar los informes y asesorías que estimen convenientes.
d) El procedimiento de negociación directa no podrá extenderse por un plazo mayor de quince
(15) días contados a partir de la recepción de la comunicación señalada en el literal b). De
común acuerdo ambas Partes podrán prorrogar por igual lapso y por una sola vez el plazo
anterior.
e) Cuando la controversia no hubiera podido solucionarse mediante el procedimiento anterior,
cualquiera de las Partes podrá recurrir al procedimiento arbitral establecido en el Segundo
Protocolo Adicional del Acuerdo de Complementación Económica Nro. 16 entre la República
Argentina y la República de Chile.
ARTICULO 12
El presente Protocolo tendrá una duración indefinida. Cualquiera de las Partes podrá
denunciarlo una vez transcurridos TREINTA (30) años a contar de la fecha de su entrada en
vigor, mediante una notificación por escrito a la otra Parte. En tal caso, la denuncia surtirá
efectos a los TRES (3) años de recibida la mencionada notificación.
La Secretaría General de la Asociación Latinoamericana de Integración (ALADI), será
depositaria del presente, del cual entregará copias debidamente autenticadas a los Gobiernos
Signatarios.
ARTICULO TRANSITORIO 1
Las Partes reconocen los permisos de explotación otorgados con anterioridad a la fecha de
suscripción de este Protocolo Sustitutivo.
90
En fe de lo cual, el Ministro de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto de la
República Argentina y el Ministro de Relaciones Exteriores de la República de Chile, suscriben
el presente instrumento que sustituye el protocolo Nº 2 del Acuerdo de Complementación
Económica Nº 16 de fecha 2 de agosto de 1991, dado en Buenos Aires a los siete días del mes
de julio de mil novecientos noventa y cinco.
POR LA REPUBLICA ARGENTINA
POR LA REPUBLICA DE CHILE
91
Anexo IV
ACUERDO COMPLEMENTARIO AL ACUERDO DE ABASTECIMIENTO DE GAS
ARGENTINO A LA REPÚBLICA ORIENTAL DEL URUGUAY
DEL 8 DE JULIO DE 1991
El Gobierno de la República Argentina y el Gobierno de la República Oriental del Uruguay,
Considerando que resulta necesaria la actualización y ampliación de algunas de las disposiciones del
Acuerdo sobre Abastecimiento de Gas Natural Argentino a la República Oriental del Uruguay, del 8
de julio de 1991, a fin de profundizar la libre comercialización, exportación, importación, transporte y
almacenamiento del gas natural objeto de dicho Acuerdo,
Teniendo presente el compromiso de armonizar sus legislaciones que han asumido tanto Argentina
como Uruguay por medio del Tratado de Asunción del 26 de Marzo de 1991,
Teniendo en cuenta lo previsto en el Capítulo II, Sección Tercera del Tratado de Montevideo de 1980,
constitutivo de la Asociación Latinoamericana de Integración (ALADI),
Convienen en suscribir el siguiente Acuerdo Complementario al Acuerdo sobre Abastecimiento de
Gas Natural Argentino a la República Oriental del Uruguay de fecha 8 de Julio de 1991:
ARTÍCULO PRIMERO
Cada Parte promoverá un régimen jurídico que permita a las personas físicas y jurídicas la libre
comercialización, exportación, importación y transporte de gas natural entre la República Argentina y
la República Oriental del Uruguay.
ARTÍCULO SEGUNDO
Las Partes no pondrán restricciones a que los productores y otros disponentes de gas natural de la
República Argentina y de la República Oriental del Uruguay exporten gas natural al país vecino,
condicionado a su nivel de reservas y disponibilidades, de acuerdo a la legislación vigente.
ARTÍCULO TERCERO
Ambos Gobiernos se comprometen a:
a) Respetar los contratos de compraventa, transporte y almacenamiento de gas que celebren los
vendedores, compradores, comercializadores, transportistas y almacenadores de gas natural.
b) Garantizar a todo interesado el acceso a las instalaciones de transporte, almacenamiento y demás
infraestructuras, en condiciones de igualdad, sin discriminaciones de ningún tipo respecto a la
actividad, la persona, la nacionalidad o el destino (interno o externo) que tenga el gas natural.
92
c) No discriminar a los consumidores, cualquiera sea su ubicación geográfica, aún en los casos
fortuitos o de fuerza mayor, que afecten temporalmente elementos de infraestructura que sean
comunes a la exportaciones de gas natural entre ambos países y a su consumo interno debiéndose
mantener siempre la proporcionalidad existente en condiciones normales.
d) Asegurar que los precios y tarifas de compraventa de gas natural en sus respectivos mercados
respondan a costos económicos, sin subsidios directos o indirectos, que puedan afectar la
competitividad de los bienes exportables y el libre comercio entre los países.
e) Garantizar que la gestión de compra del gas natural se realice en el marco de procesos abiertos,
transparentes y competitivos, de modo que el precio de adquisición para los consumidores de
ambos países refleje lo que acontece en el mercado.
f) Otorgar autorizaciones, licencias y concesiones que sean necesarias para la operación de los
gasoductos.
ARTÍCULO CUARTO
Lo convenido en el presente Acuerdo y la respectiva legislación de cada Estado parte, constituyen el
marco legal aplicable.
ARTÍCULO QUINTO
El gobierno uruguayo otorgará concesiones de explotación y almacenamiento subterráneo de gas
natural en los depósitos que resulten aptos en su territorio, para la utilización por ambos países, a
solicitud de sus productores, disponentes, operadores y consumidores de gas natural, en las mismas
condiciones previstas en el presente Acuerdo para la construcción y operación de gasoductos.
ARTÍCULO SEXTO
El presente Acuerdo es complementario al Acuerdo sobre Abastecimiento de Gas Natural Argentino a
la República Oriental del Uruguay de fecha 8 de julio de 1991.
ARTÍCULO SÉPTIMO
Las Partes, en las controversias que surjan sobre la interpretación, aplicación o incumplimiento de las
disposiciones contenidas en el presente Acuerdo, se esforzarán por lograr su solución mediante
negociaciones directas a través de las respectivas Cancillerías, con la participación de la Secretaría de
Energía de la República Argentina y el Ministerio de Industria, Energía y Minería de la República
Oriental del Uruguay.
a)
La Parte que recurra a este procedimiento deberá comunicarlo por escrito a la otra Parte.
93
b)
Las Partes podrán solicitar los informes y asesorías que estimen convenientes.
c)
El procedimiento de negociación diplomática directa no podrá extenderse por un plazo mayor
de treinta (30) días contados a partir de la recepción de la comunicación señalada en el literal
a). De común acuerdo las partes podrán prorrogar por igual lapso y por una sola vez el plazo
anterior.
d)
Cuando las controversias no hayan podido ser solucionadas mediante negociaciones directas,
las Partes dispondrán de treinta (30 ) días para convenir, mediante Canje de Notas, el
procedimiento de solución de controversias que se aplicará al caso.
ARTÍCULO OCTAVO
Las Representaciones Permanentes de ambos países ante la Asociación Latinoamericana de
Integración (ALADI) procederán a formalizar, ante dicha Asociación, un Acuerdo de Alcance Parcial
en el que se incorpore lo dispuesto por el presente instrumento, fecha a partir de la cual entrarán en
vigor las disposiciones precedentes.
Hecho en Montevideo, a los 20 días del mes de septiembre de 1996, en dos originales del mismo
tenor, ambos igualmente auténticos.
POR EL GOBIERNO DE LA
REPÚBLICA ARGENTINA
POR EL GOBIERNO DE LA
REPÚBLICA ORIENTAL DEL URUGUAY
95
Anexo V
MECANISMO DE PRECIOS INTERNOS EN MÉXICO.
Como se describió en el estudio de prefactibilidad del gasoducto regional México-Istmo
Centroamericano, el precio del gas natural en México se compone globalmente de dos elementos: por un
lado, un precio de referencia basado en cotizaciones internacionales y, por el otro, un conjunto de costos
e impuestos. Para la mayor parte del país se utiliza como referencia el precio del gas producido por
Pemex en el sureste, el cual está regulado; para las zonas fronterizas del norte se utilizan los precios
regionales de los Estados Unidos. La regulación del precio de venta de primera mano determina el precio
máximo que Pemex puede cobrar por ventas de gas producido en México (gas nacional). La Directiva de
Precios que entró en vigor el 1 de marzo de 1996, establece la metodología para calcular ese precio a la
salida de la planta de proceso en Ciudad Pemex. El precio máximo del gas nacional y vendido en
cualquier punto del país conectado al sistema de ductos, se determina sumando el precio de venta de
primera mano en Ciudad Pemex y la tarifa de transporte autorizada por la CRE al punto de entrega.
De acuerdo con la Directiva de Precios, el precio de las ventas de primera mano en Ciudad
Pemex se determina en dólares por unidad calorífica y se calcula diaria o mensualmente, según la
preferencia del comprador, tomando en cuenta tres elementos: i) el precio que se aplicó el 1 de marzo de
1996 en Ciudad Pemex (6.8 dólares por giga caloría -Gcal-), ii) las variaciones en el precio de referencia
internacional (Houston Ship Channel en el sur de Texas), 1 y iii) los cambios en las tarifas de transporte
autorizadas, de Ciudad Pemex a Reynosa, con respecto al 1 de marzo de 1996.
En la situación actual, en que las exportaciones y las importaciones son inferiores a 1.55 Gm3
(150 MMpcd), el precio en Ciudad Pemex es igual al precio en Reynosa (grosso modo el precio en el
Houston Ship Channel) más el diferencial de transporte de Reynosa a Los Ramones y de ese punto a
Ciudad Pemex. Los Ramones es la localidad en el trayecto del gasoducto que une Reynosa y Ciudad
Pemex, donde se localiza el punto de equilibrio o indiferencia, es decir, donde la competitividad del gas
importado es la misma que la del gas nacional. Matemáticamente se tiene lo siguiente:
PRY + TRYPE = PCP + TCPPE
(1)
donde:
PCP
PRY
TRYPE
TCPPE
= Precio en Ciudad Pemex
= Precio en Reynosa
= Transporte de Reynosa al punto de equilibrio
= Transporte de Ciudad Pemex al punto de equilibrio
Despejando PCP de la ecuación (1) se obtiene:
PCP
= PRY + (TRYPE - TCPPE)
(2)
Si el flujo de gas llegara a aumentar o disminuir con respecto a la banda de comercio exterior
actual (±1.55 Gm3) durante más de 6 meses, el punto de indiferencia se desplazará necesariamente; si las
1
La CRE utiliza como referencia las cotizaciones de Texas Eastern Transmission Corp: South Texas Index, la de
Valero Transmission L.P.: Texas Index, ambas publicadas en la revista Inside Ferc's Gas Market Report, así como el índice
Houston Ship Channel, que aparece en la misma publicación. Para la evaluación diaria del precio se utilizan las cotizaciones
del Houston Ship Channel aparecidas en la revista Gas Daily (Daily Price Survey).
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importaciones se incrementan, el punto de equilibrio se moverá hacia Ciudad Pemex, ya que a mayores
volúmenes el gas extranjero aumenta su competitividad debido a menores costos unitarios de transporte.
Por el contrario, si las exportaciones hacia los Estados Unidos se incrementan, el punto se moverá hacia
Reynosa. El precio en Ciudad Pemex será mínimo cuando el volumen de exportaciones sea tal que el
punto de equilibrio se haya desplazado hasta alcanzar Reynosa. En los últimos dos años el precio en
Ciudad Pemex se ha situado entre 5% y 35%, por debajo del precio cotizado en Reynosa.
El precio al mayoreo de gas importado es libre. Sin embargo, con excepción de las empresas que
abastecen los sistemas aislados, el mercado de la importación directa no se ha desarrollado, en buena
medida porque las compras externas están sometidas a un arancel del 6%.
97
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e IMEN DE PRECIOS MÁXIMOS EN COLOMBIA.
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En cuanto a los precios, la Resolución 029 de la CREG establece el régimen de precios máximos en
entrada de gasoducto troncal, considerando cuatro casos, a saber:
i).
Para reservas descubiertas en contratos firmados con posterioridad a la vigencia de la resolución
(septiembre de 1995) y para los hallazgos de ECOPETROL posteriores al 1º de enero de 1998, bien
se trate de gas libre o asociado, los precios se determinarán libremente sin sujeción a tope máximo.
ii).
Para reservas descubiertas en contratos firmados con anterioridad a la vigencia de la misma
resolución y para los hallazgos de ECOPETROL anteriores al 1º de enero de 1998 en el interior del
país, bien se trate de gas asociado o no asociado, los precios serán libres a partir del 10 de septiembre
del año 2005. Para el período de transición de 10 años, se dio la opción a los productores de
continuar con la resolución de precios que se les venía aplicando a la fecha de la Resolución 29 o
acogerse al esquema de precios de la CREG (precio en entrada de gasoducto). Este esquema fija un
precio máximo inicial de US$1.30 MMBtu en entrada de troncal. En el mes siguiente a la entrada en
vigencia de la resolución 29, los productores en esta categoría debían manifestar si se acogían al
referido esquema. 1
iii).
Para reservas descubiertas en contratos firmados con anterioridad a la vigencia de la misma
Resolución 29, localizados en la Costa Atlántica, continúa vigente por cinco años la resolución que
se les ha venido aplicando. En septiembre del año 2000 tendrán tratamiento similar a los contratos
del interior del país. En esta modalidad se encuentran los contratos de La Guajira y Güepajé.
iv).
Para campos con gas asociado descubiertos en contratos firmados con anterioridad a la vigencia
de la Resolución 29, el precio será libre en septiembre del 2005. En el período de transición de 10
años el precio máximo continuará siendo el de la resolución que se venía aplicando a la fecha de
entrada en vigencia de la Resolución 29 de CREG. En esta modalidad quedan incluidos yacimientos
tradicionalmente productores, como Provincia y Payoa en el Medio Magdalena, así como los
yacimientos de Apiay y Cusiana en los Llanos Orientales.
Adicionalmente, la CREG aclaró que, en el precio de las resoluciones anteriores a la 29, el tope
máximo incluía los costos de desarrollo y tratamiento en el campo pero no el costo de conexión desde
éste hasta el gasoducto troncal, el cual representaría un cargo adicional, pero regulado también por dicha
Comisión. Esta aclaración fue confirmada en reunión de la CREG del 11 de diciembre de 1995.
El nuevo esquema de precios establece que el precio máximo inicial en el nodo de entrada al sistema
nacional de transporte será de US$1.30/MMBtu. Este precio se modificará semestralmente a partir del 1°
de enero de 1996, de acuerdo con la fórmula que se incluye en la misma resolución, la cual liga el ajuste
periódico de este precio a las variaciones que ocurran en el precio de venta del crudo WTI en el mercado
de Nueva York.
1
Conviene anotar que esta modalidad engloba casi la totalidad de las reservas descubiertas por fuera de la Guajira,
esencialmente en Magdalena Medio y los Llanos Orientales, y la resolución de precios que se les ha venído aplicando es la
061/83. En el plazo anotado, únicamente manifestaron voluntad de acogerse al esquema de precios en entrada de gasoducto
los productores del campo Montañuelo en el Alto Magdalena, el cual cuenta con bajos niveles de reserva y producción.
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