D-046 GENERACIÓN DE GLP - CREG Comisión de Regulación

Comisión de Regulación
de Energía y Gas
PROPUESTA REGULATORIA PARA LA
REMUNERACIÓN AL COMERCIALIZADOR
DE GLP Y SU TRASLADO AL USUARIO
FINAL
CREG-046
DOCUMENTO
JUNIO 22 DE 2005
CIRCULACIÓN:
MIEMBROS DE LA COMISIÓN
DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Sesión No. 261
PROPUESTA REGULATORIA PARA LA REMUNERACIÓN AL
COMERCIALIZADOR DE GLP Y SU TRASLADO AL USUARIO FINAL
1. Introducción
La remuneración del suministro de GLP ha sido desde su inicio regulada por la CREG
debido a la situación monopólica de la producción y la comercialización al mayoreo en
cabeza de ECOPETROL. Sin embargo, es claro que la naturaleza transable del GLP
incrementa las posibilidades de convertir su comercialización en una actividad
competitiva. Por tal motivo las propuestas regulatorias para este sector propenden por
desarrollar la estructura de mercado y las condiciones de participación en él necesarias
para garantizar que la competencia sea alcanzable y sostenible en el largo plazo y que
por tanto el precio del combustible deje de ser objeto de regulación. En el entretanto, la
responsabilidad del regulador en la fijación del precio del combustible es el de
proporcionar al mercado las señales adecuadas de escasez y remunerar el verdadero
costo económico del bien.
La Resolución CREG-066 de 2002 sometida a consideración de los agentes y de terceros
interesados, propuso mantener la regulación del precio de suministro de GLP, a pesar de
no haber determinado de manera específica cuál sería la metodología para establecer
dicho precio. Los comentarios hechos a esta resolución en materia de regulación del
precio de suministro contemplaron una amplia gama de metodologías sugeridas, que van
desde la regulación por costos de producción hasta la liberación del precio.
En este documento se presentan las ventajas y desventajas de las distintas alternativas
regulatorias, junto con la justificación de elegir la Paridad de Exportación como la más
consistente con los objetivos de corto y largo plazo del regulador.
El orden del documento es el que sigue: en la primera sección se presentarán las
características generales del mercado actual de GLP y sus perspectivas en el corto y
mediano plazo. La segunda sección plantea los objetivos la Comisión tiene en cuenta en
el momento de diseñar la señal de precios. En la tercera sección se evalúa cada una de
las alternativas de regulación del precio de suministro de GLP con base en el panorama
del mercado. La cuarta sección presenta de manera detallada la propuesta regulatoria de
remuneración mediante la Paridad de Exportación así como la forma en que esta
metodología se reflejará en la fórmula tarifaria. Por último el documento contiene las
conclusiones generales del análisis.
2. Diagnóstico de la situación actual del mercado
2.1
■
Demanda de GLP
Composición de la Demanda: Según ECOPETROL la mayor parte de su
producción se ha destinado a atender la demanda doméstica. Así durante los
últimos cuatro años la participación de las exportaciones dentro de su producción
mensual de GLP escasamente ha superado el 6% (Ver Figura 1)
D-046 GENERACIÓN DE GLP
30
Sesión No. 261
Figura 1. Participación de las Exportaciones en la Producción
Nacional de GLP
400000
350000
300000
$ 250000
c
0
© 200000
a>
T3
■S! 150000
1
100000
50000
0
2001
2002
2003
2004*
H Mercado doméstico ■ Exportaciones
Fuente: ECOPETROL
Nota: Las cifras de 2004 comprenden los meses de enero a mayo.
Además, como es bien conocido, la mayor parte del consumo es residencial y
comercial. Aunque se cuenta con algunos clientes industriales, cerca del 80% del GLP
producido por ECOPETROL es para el consumo de los primeros dos sectores (Ver
Figura 2).
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31
Sesión No. 261
Figura 2. Composición del Consumo Nacional de GLP
350.000
300.000
250.000
|
200.000
O)
o
_o
150.000
S
100.000
50.000
2001
2002
2003
20 04’'
B Residencial y Comercial B Industrial □ Otros
Fuente: ECOPETROL
Nota: A la fecha de elaboración de este documento solo se obtuvieron datos hasta agosto de 2004.
Figura 3. Ventas de GLP y Nuevas Instalaciones de Gas Natural
400,00
350,00
USUAjjS&S0
GN
15,000
BDC de GLP
150,00
100,00
1995
1996
1997
1998
I INSTALACIONES
ADICIONALES
1
2000
2001
2002
2003
VENTAS DE GLP
Fuente: ECOPETROL
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32
Sesión No. 261
■
Perspectivas de crecimiento del consumo: en cuanto a la evolución de la
demanda, se observa que el crecimiento sostenido con anterioridad al año 2001
ha sido reversado de forma tal que en los últimos tres años la demanda se ha
contraído debido principalmente a la penetración del gas natural (Ver Figura 3).
No se espera un cambio sustancial de esta tendencia para el próximo quinquenio,
ya que de cumplirse lo consignado en las solicitudes tarifarias recibidas a la fecha
por la CREG, cuarenta y nueve municipios más contarán con infraestructura de
distribución de gas natural, desplazando al GLP como principal combustible
residencial en estas poblaciones.
Ante tales perspectivas, ECOPETROL planea atacar nuevos nichos de mercado
mediante el Plan de GLP Rural y el abastecimiento del combustible para la
producción de propileno y de alquilato, siendo estos dos últimos proyectos de
interés para la empresa por cuanto se constituyen en productos de mayor valor
agregado1.
2.2
Oferta de GLP
Actualmente la producción nacional de GLP está a cargo de ECOPETROL, único agente
productor y comercializador al mayoreo en el país. Como puede observarse en la Figura
4, el estudio adelantado por la firma Purvin & Gertz en el 2001 estimó que la capacidad
promedio de producción de GLP de ECOPETROL es de 26.65 KBDC, correspondiente a
las refinerías de Cartagena, Barrancabermeja y Apiay. ECOPETROL maneja en sus
proyecciones de oferta aproximadamente 25000 BDC2.
Figura 4. Capacidad de Producción de GLP
REPORTE DE CAPACIDADES (BARRILES POR DIA)
REFINERIA_______ MAXIMA_________MINIMA________PROMEDIO
Barrancabermeja
Apiay
Cartagena
TOTAL
28,000
1,500
3,800
33,300
17,000
22,000
900
1,350
2,200____________ 3,300
20,100
26,650
Fuente: Estudio Calidad-Precio del GLP Colombiano. Purvin & Gertz. 2001.
Además de estas fuentes de suministro existen varios proyectos que pueden incidir en la
oferta futura de GLP entre los cuales se encuentran: i) el Plan Maestro de la refinería de
Cartagena, ¡i) la Planta de Alquilación de la refinería de Barrancabermeja y iii) la
producción de líquidos del gas de Cusiana.
’ La intención de atender esta demanda petroquímica y algunas estimaciones sobre su magnitud
fueron comunicadas a la CREG por primera vez el 1o de Diciembre de 2004. Radicación CREG E2004-009707.
2 Información suministrada a la CREG en presentación radicada internamente con el número E2004-006004.
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33
Sesión No. 261
En cuanto a estos proyectos, la Unidad de Planeación Minero Energética manifestó en
julio del 2002 en la “Cadena del Gas Licuado del Petróleo en Colombia”3 que con el Plan
Maestro de Cartagena la producción de GLP podría ascender a 3.3 KBDC, y que las
proyecciones de producción de gas natural del campo Cusiana permitirían alcanzar un
nivel de GLP de aproximadamente 1.8 KBDC en el 2005. Por su parte, la Planta de
Alquilación de Barrancabermeja, podría generar una reducción de la oferta de GLP en el
país de aproximadamente 2 KBDC.
2.3
Balance Demanda-Producción
El balance entre las perspectivas de producción y la demanda de GLP ha sido expuesto
por ECOPETROL a la Comisión en dos ocasiones con algunas variaciones (Ver Figuras 5
y 6).
Ambos análisis consideran el impacto de la penetración del gas natural en el sector
doméstico (residencial y comercial), y aunque en el primero se proyecta que esta
demanda se contraiga, en el segundo conservan un nivel aproximado de consumo de
19000 BDC apoyado en el sector rural.
Debido al excedente de producto que puede ocasionar el comportamiento del sector
doméstico, ECOPETROL ha argumentado la posibilidad de venderlo en el Caribe y en
algunos países de Suramérica, a precio de mercado internacional e incluso a precios
superiores.
Tanto en su presentación de agosto como en la de diciembre de 2004 ECOPETROL ha
manifestado su interés de incrementar el volumen de sus exportaciones. No obstante,
un cambio en su valoración sobre el atractivo de este mercado se evidenció en diciembre
de 2004 al comunicar a la CREG la posibilidad de dirigir el excedente antes destinado al
mercado internacional al consumo doméstico en forma de alquilatos y propilenos. Así,
ECOPETROL estima que hacia el año 2008 es factible la preferencia de estos nichos de
mercado por cuanto representan una mejor posibilidad de negocio.
Según ECOPETROL, bajo estas perspectivas de oferta y demanda, a partir del 2008 el
balance justo entre la producción y la demanda obligaría a la importación de producto en
caso de que aparezcan segmentos adicionales de consumo como el GLP vehicular o la
generación de electricidad con base en gas licuado.
3 Radicación CREG-006057 de 2002.
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34
Sesión No. 261
Figura 5. Balance Demanda-Producción presentado en agosto de 2004
35,000
30,000
25,000
15,000 -
10,000
S Í8 & ^ 8
im o fe rte Adust (Bls'día) ^■ F W JC H O HEFM3SO C r^C U S IA m OPTIMISTA----- Ventas (Bls'dia)
Figura 6. Balance Oferta-Demanda presentado en diciembre de 2004.
40,000
34.503
34.503
28,204
o -I
■ L # ]U ----- ,—
2005
ESSaiGLPOOMD ALQUILATO
GLP A EXPORTAR
----- ,—
2006
B o
----- 1----- w w A ----- ,- ---- frtfttñ
2007
D
2008
I GLP COMD FTOPLBO GP
2009
,
■
2010
PDFFRTA FTP A m M T T n m
OFBTTAGLPHP
Fuente: ECOPETROL
Ante las diferencias en las proyecciones de oferta y demanda expuestas por
ECOPETROL en sus presentaciones, la Comisión solicitó a la petrolera en el mes de
enero de 2005 algunas aclaraciones4 relacionadas con la demanda del sector
4 Comunicación radicada internamente con el número S-2005-000094 de enero 12 de 2005.
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Sesión No. 261
petroquímico y las condiciones técnicas
comercialización de alquilatos y propilenos.
y
económicas
que
hacen
factible
la
ECOPETROL dio respuesta a esta solicitud el 3 de marzo aclarando que5:
■
■
■
■
La demanda esperada de GLP como propileno corresponde a lo consignado en un
memorando de entendimiento firmado con Propileo (8300 KBDC) y que además la
capacidad excedente será destinada al proyecto de Alquilación debido a los altos
precios internacionales de este producto.
Los proyectos de alquilato y propileno están siendo adelantados por ECOPETROL
y las obras necesarias se encuentran contempladas en el plan de inversiones de la
empresa para el período 2005-2008.
El Plan Maestro de Cartagena contempla la producción de propileno grado
polímero y de alquilato
En la presentación de diciembre de 2004 no se consideró la entrada del GLP de
Cusiana ya que la empresa considera que no se tienen incentivos para la entrada
del proyecto en los próximos cinco años.
Con base en lo anterior puede concluirse que las condiciones previstas de oferta y
demanda de ECOPETROL efectivamente permiten abastecer el mercado nacional,
inclusive considerando los negocios petroquímicos y el mercado internacional. Además,
una señal de precios que remunere el costo económico del GLP de Cusiana adicionaría
4500 BDC a la oferta actual, escenario optimista según la empresa, que podrían
destinarse a la exportación.
2.4
Transabilidad del GLP producido en Colombia
Incluso durante períodos de altos precios internacionales de propano y butano, las
exportaciones de ECOPETROL han mantenido un nivel que en los últimos ocho años
escasamente ha superado el 6.5% de la producción, según cifras reportadas por la misma
petrolera. Una de las circunstancias que explican esta situación corresponde a la calidad
del GLP colombiano.
En el mercado del Golfo de los Estados Unidos los productos transados deben cumplir
con las especificaciones establecidas por la Asociación de Procesadores de Gas (Gas
Processors Association GPA). Las características contenidas en el GPA Standard 2140
son las acogidas por consenso por la mayor parte de miembros de la industria como
calidad mínima para sus productos. Estas especificaciones para el propano y el butano
incluyen un contenido máximo de olefinas de 3ppm.
En el mercado de propano del mediterráneo se permite la comercialización del
combustible con un contenido máximo de olefinas del 20% para España, 30% para Italia y
50% para Francia. En butano comercial el contenido típico de olefinas es del 50%6.
5 Respuesta de ECOPETROL radicada internamente con el número E-2005-001603 de marzo 3 de
2005.
6 Fuente: Platt’s Petrochemicals Guide to Specifications.
www.emis.platts.com/thezone/guides/platts/petchem/lpg.html
D-046 GENERACIÓN DE GLP
36
Sesión No, 261
Según información estadística reportada a la CREG por ECOPETROL, la mezcla que
normalmente es producida y distribuida en el país contiene olefinas y diolefinas7 que
superan las 3ppm exigidas en el mercado de Mont Belvieu como el nivel máximo admitido
tanto en el propano y como en el butano comercial8 (Ver Figuras 7, 8 y 9).
Figura 7. Composición del GLP de Cartagena
Calidad del producto de Cartagena
1 0 0
-i
i i , i , , , . . . i,„"
1
— -----------------
« = — —
n
ii
ni
_
i i i i
|
90 -
% de la muestra
80 70 60 50 40 30 -
20
-
10
-
04
□ ETANO
■ PRO PANO
□ PROPILENO
□ 1BUTENO
■ ISOBUTILENO
pT R A N S ZB U TE N O ■ C IS 2B U T E N O
D lS O B U T A N O
BNBUTANO
Figura 8. Composición del GLP de Barrancabermeja
7 En este grupo se encuentran componentes de las mezclas de GLP como etileno, propileno,
buteno, isobutileno, trans2-butileno, cis-2-butileno y 1-3 butadieno.
8 La norma técnica colombiana no establece parámetros respecto a la presencia de estos
componentes en las mezclas propano-butano.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
37
Sesión No. 261
% de la muestra
Calidad del producto de Barranca
□ ETANO
■PRO FANO
□ PROPILENO
□ 1BUTENO
■ ISOBUTILENO
□TRANS2BUTENO ■CIS2BUTENO
nlSOBUTANO
■NBUTANO
Figura 9. Composición del GLP de Apiay
Calidad del producto de Apiay
120
100
0
3>
E
0)
*0
? ? ? ?
□ ETANO
■ PROPANO
□ PROPILENO
□ 1BUTENO
■ ISOBUTILENO
□ TRANS2BUTENO ■ CIS2BUTENO
D-046 GENERACIÓN DE GLP
alSO B U TA N O
I NBUTANO
Dic-04 J
o'
Sesión No. 261
Tal y como lo menciona ECOPETROL en la sentencia C-578/04 “En Colombia el 95% del
GLP es obtenido de la refinación, pero ese gas, además de la mezcla básica de propano y
butano que contienen una proporción muy alta de otras moléculas derivadas de ellos,
conocidas como butilenos y oleofinas, estas sustancias combusten satisfactoriamente en
un fogón doméstico pero generan ciertos inconvenientes dentro de los motores, como el
depósito de partículas en la cámara de combustión que termina perforando los pistones o
dañando las culatas debido a la aparición de puntos calientes”.
Por todo lo anterior los procesos productivos de la petrolera, específicamente los de las
refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, requerirían algunas modificaciones para
ajustar el producto a las condiciones técnicas exigidas en el mercado del Golfo, para así
poder participar en el o poder atender una mayor proporción de la industria nacional.
En cuanto a la presencia de pentanos y más pesados (C5+) en el GLP, la norma técnica
NTC 2303 establece como valor máximo el 2%. Según el reporte de calidad hecho por
ECOPETROL, este requerimiento se ha venido cumpliendo. La petrolera afirma que el
gas que no cumple con esta norma de calidad, no es transportado y por tanto no es
puesto en circulación.
2.5
Infraestructura de Transporte
La infraestructura de transporte de GLP está compuesta por los sistemas de
propanoductos y poliductos de propiedad de ECOPETROL (Ver Figura 10). El libre
acceso a éstos se ha establecido desde la expedición de la Ley 681 de 2001, pero la
ausencia de un reglamento de transporte que defina los compromisos de los agentes y su
interacción ha limitado la aplicabilidad de este principio. El Ministerio de Minas y Energía
viene trabajando en su elaboración para el caso de los poliductos. Por su parte, la
Comisión de Regulación de Energía y Gas incluyó la expedición del mismo para
propanoductos como un objetivo de corto plazo.
Adicional al transporte por ductos, ECOPETROL emplea ocasionalmente transporte fluvial
para movilizar el producto desde Barrancabermeja hasta Cartagena y viceversa.
Un mayor detalle sobre el estado de la infraestructura y su repercusión en el negocio de
GLP se encontrará en el documento de soporte de la propuesta regulatoria para la
actividad de transporte.
Figura 10. Infraestructura de Transporte de GLP
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39
Sesión No. 261
Distancia (km)
Capacidad (Bl día)
245
140
20.000
14.000
Salgar-Mariquita
Mariquita-Cartago
Cartago-Yumbo
Galán-Bucaramanga
47
161
148
95
24.000
24.000
24.000
11.000
Flota Fluvial
650
4.000
Propanoductos
Galán-Salgar
Salgar-Bogotá
Poliductos
2.6
Infraestructura de importación
Básicamente el acceso a la oferta internacional se da por vía marítima. A la fecha,
ECOPETROL cuenta con infraestructura de importación de combustibles en Cartagena, el
Golfo de Morrosquillo, Santa Marta y Tumaco.
Adicionalmente, tanto en la Costa Atlántica como en la Pacífica se cuenta con
infraestructura portuaria de libre acceso (Sociedades Portuarias). No obstante en estas
instalaciones no existen los acondicionamientos necesarios para el manejo de
combustible. Así, aquellos agentes que estén interesados en importar combustibles
deberán negociar con ECOPETROL el acceso a sus instalaciones, o invertir en las
propias ubicándolas en los terrenos de las Sociedades Portuarias.
Esta situación, sumada a la propiedad de la infraestructura de transporte por ductos en
cabeza de ECOPETROL,
le da a la petrolera estatal una ventaja comparativa
considerable frente a otros agentes que quieran abastecer el mercado nacional con
combustible importado.
2.7
Combustibles sustitutos
Ante una demanda esencialmente residencial, los principales sustitutos del GLP son la
electricidad, el gas natural en cascos urbanos, y la leña en zonas rurales.
Como se mencionó anteriormente, se espera la extensión del servicio de gas natural a
cuarenta y nueve nuevos municipios del país, según información contenida en las
solicitudes tarifarias recibidas a la fecha por la CREG. Si bien la inclusión de estos
municipios en los estudios tarifarios y la construcción de las redes de distribución no
garantiza la sustitución del GLP, esta situación de sustitución puede esperarse en las
cabeceras municipales en tanto el distribuidor de gas natural se vea en la necesidad de
ser más competitivo que los otros combustibles para poder recuperar el valor de la
inversión (Ver Figura 11).
En cuanto a la leña, la UPME estima que un 60% de los hogares rurales la emplean como
combustible en la cocción pese a contar con el servicio de energía eléctrica. Esta
D-046 GENERACIÓN DE GLP
40
Sesión No. 261
marcada preferencia obliga a los prestadores del servicio de GLP a mantener tarifas
competitivas y a emplear estrategias de financiación como las contempladas en el Plan de
GLP rural.
Figura 11. Crecimiento proyectado del consumo de gas natural distribuido por red de
ductos
Municipios
Red de acero (km)
Red de polietileno (km )
Usuarios
Consumo (M m 3)
Inversión (Millones de $)
Inversión (Millones de US$)
171
587
3 3.804
2 .498.220
1.821
1.118.176
414
49
131
2 1.506
843 .88 3
138
4 39 .6 9 6
163
2 9%
2 2%
6 4%
34%
8%
3 9%
3 9%
Fuente: Solicitudes tarifarias recibidas por la CREG.
3.
Objetivos de la Señal de Precios
Al establecer una señal de precios la CREG tiene en cuenta la incidencia de la misma
sobre las utilidades de las empresas prestadoras de los servicios públicos y el beneficio
de los usuarios. La misma Ley 142 de 1994 establece que el regulador debe incorporar la
suficiencia financiera y la eficiencia económica como criterios que definen un régimen
tarifario.
Adicionalmente, el precio regulado debe dar las señales adecuadas de escasez, tanto de
corto como de largo plazo, para con ello incentivar la entrada de nuevos agentes y la
búsqueda de nuevas fuentes de suministro del combustible que garanticen la
supervivencia de la prestación del servicio, en la medida en que ésta sea
económicamente eficiente, y conduzcan al desarrollo de la competencia en aquellos
segmentos donde ésta es factible.
Distintas metodologías pueden utilizarse en la regulación del precio, y cada una permite
alcanzar en mayor o menor grado los objetivos del regulador. Es claro que no existe
regulación óptima, y que la escogencia de una alternativa regulatoria obedece más a la
valoración de los beneficios y perjuicios de su aplicación, y a la incidencia que ella tenga
sobre el panorama de largo plazo previsto por el regulador. En concordancia, se
presentan a continuación distintas aproximaciones a la regulación del precio de suministro
de GLP con las conveniencias e inconveniencias de su aplicación en el caso colombiano.
3.1
Regulación por Costos de Producción
Esta metodología fue propuesta por Agremgas quien argumenta la necesidad de eliminar
de la señal de precios de suministro la carga onerosa que permite la remuneración actual,
y en su lugar implementar una remuneración basada en el costo de producción del GLP
D-046 GENERACIÓN DE GLP
41
Sesión No. 261
que debe ser mínima debido a que el combustible es un subproducto de los procesos de
refinación de crudo.
La regulación por costos de producción se basa en el cálculo de todos los costos
asociados con la producción y el suministro del combustible, más el reconocimiento de un
margen de rentabilidad. Como ha sido ampliamente discutido en la literatura económica y
regulatoria, la fijación de precios con base en costos de producción tiene dos
inconvenientes:
■
■
■
Requiere una gran cantidad de datos sobre procesos productivos y precios de
insumos
Existe asimetría de información
Compromete el suministro del energético
Los dos primeros se ven agravados cuando el agente a regular es un monopolio
multiproducto, por cuanto la asignación de costos entre los distintos bienes producidos es
compleja, incluso para el monopolista9, y porque el regulador no puede acudir fácilmente a
la comparación para evaluar la eficiencia de los costos reportados por el prestador del
servicio.
Además la Comisión encuentra que la regulación por costo de producción puede no dar
las señales necesarias de escasez que permitan asegurar el suministro de GLP al
mercado interno, en condiciones en las que sea más rentable para el proveedor ofrecer el
producto en el mercado internacional.
3.2
Liberación de precios
En el otro extremo de las posibilidades de regulación planteadas a la Comisión durante el
período de consulta de la Resolución-CREG 066 de 2002 se encuentra la liberación del
precio de suministro. En el estudio adelantado por Confedegas se argumenta que la
desregulación del precio de suministro de GLP debe producirse en el siguiente período
tarifario, toda vez que existe potencial competitivo en la actividad, que la regulación
introduce distorsiones innecesarias y perjudiciales al mercado y que la desregulación es
una estrategia compatible con el objetivo de dinamizar la industria.
El gremio argumenta que la producción-comercialización de GLP no tiene características
de monopolio natural ya que la transabilidad del producto y la existencia de sustitutos en
el mercado doméstico disciplinan el precio del monopolista incumbente.
Claramente la Comisión no desconoce la vulnerabilidad del poder de mercado de un
agente frente a la amenaza de los sustitutos, y no pretende trivializar la existencia de
posición de dominio al hecho de que exista solamente un proveedor del bien,
independientemente de las circunstancias del mercado en las que éste se mueve. Mal
haría el regulador en ignorar el concepto de mercado disputable, y en restringir la
9 Purvin and Gertz (2001) consigna en su estudio que ninguna de las refinerías de ECOPETROL
utiliza herramientas como el Costeo Basado en Actividades para monitorear sus costos y optimizar
sus gastos.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
42
Sesión No. 261
competencia a aquellas actividades o sectores en donde tradicionalmente ésta se ha
presentado.
Para la Comisión la conveniencia de liberar el precio de suministro de GLP sujeto a la
vulnerabilidad del poder de mercado del único productor domestico, depende de cómo el
monopolista perciba la posibilidad de ser sustituido.
Como se mencionó anteriormente, la caída del consumo de GLP en el sector residencial
se debe principalmente a la penetración del gas natural. Sin embargo, dada la ubicación
de las fuentes de suministro de gas natural y de la infraestructura de transporte, y
teniendo en cuenta los niveles de consumo que garantizan la prestación del servicio en
condiciones de precio competitivas frente al sustituto, en este caso el GLP, una gran
proporción de los usuarios actuales del servicio solo podrá disponer de GLP para su
consumo. En estos mercados el gas natural no es una amenaza para el GLP.
Tras revisar las solicitudes tarifarias de distribución de gas natural recibidas por la
Comisión a la fecha, y las cifras de producción y consumo de GLP reportadas por
ECOPETROL y los distribuidores de este combustible, se encontró que el 38% de la
oferta de GLP en el año 2003, exceptuando la destinada a la industria petroquímica, se
destinó a atender el consumo en aquellos municipios que no tienen acceso al gas natural
ni se proyecta lo tendrán durante el siguiente quinquenio. Como puede observarse, este
mercado que podría considerarse exclusivo del GLP tiene una participación importante en
la producción de la petrolera. Así, no se considera prudente concluir que la existencia de
gas natural en algunos mercados es amenaza suficiente para disciplinar el precio del GLP
sin necesidad de la intervención del regulador.
Adicionalmente, es importante mencionar que cuando el único productor de GLP es el
mayor productor de gas natural, ante un escenario de precios libres en ambos
combustibles, la política de fijación de precios para cada uno de ellos no responderá a
una competencia en sentido estricto sino a la estrategia de maximización de ganancias
del productor de manera agregada.
En cuanto a la competencia procedente del mercado internacional, la capacidad de esta
amenaza para disciplinar al productor nacional dependerá de qué tan inminente se
perciba la entrada de combustible importado. Por razones que se expondrán en detalle
más adelante, la Comisión estima poco probable la entrada de nuevos agentes
comercializadores, con capacidad suficiente para competir con ECOPETROL en el
suministro de GLP, de manera tal que los precios reflejen esta situación de competencia.
3.3
Regulación por Netbacks
El regulador podría optar por una regulación del precio en donde sea explícita la situación
de competencia del GLP frente a un sustituto. Esta metodología, conocida como
regulación por netbacks, tiene la ventaja de requerir muy poca información sobre el
comportamiento del mercado del bien a regular, aunque exige que el sustituto de
referencia no presente distorsiones en la formación de sus precios.
La implementación de esta metodología supone que el regulador está dispuesto a
transferir una porción del excedente del consumidor al comercializador de GLP, toda vez
D-046 GENERACIÓN DE GLP
43
Sesión Na. 261
que le otorgará parte de su disponibilidad a pagar cuando remunera su producto con base
en el precio del sustituto más cercano. Por esta razón, al considerar la regulación por
netbacks el regulador analiza el tamaño del excedente a transferir y con base en él decide
la conveniencia de optar por esta metodología regulatoria.
Como es de suponerse, la regulación por netbacks implica la elección del sustituto de
referencia. Teniendo en cuenta que la oferta energética eficiente en cada región del país
es diversa, si la CREG opta por emplear esta metodología regulatoria es preciso
identificar el sustituto en cada mercado, añadiéndole complejidad a la señal tarifaria.
Además, como se mencionó anteriormente, cuando el mismo agente es quien produce el
sustituto (ECOPETROL es el principal comercializador de gas natural), la regulación por
netbacks lo incentiva a manipular la señal de precios.
3.4
Paridad de importación
Esta metodología es equivalente a la regulación por netbacks cuando el sustituto elegido
como referencia es el producto importado. En este caso, el costo de oportunidad de un
usuario que desea adquirir el bien equivale a lo que le cuesta obtenerlo en el mercado
externo.
La paridad de importación supone que la adquisición del producto externo es factible,
tanto por razones técnicas (disponibilidad de la infraestructura de puertos y de transporte)
como económicas (costos de transporte), es decir, que el producto importado
efectivamente puede suplir la demanda doméstica. La ventaja de esta aproximación es
que aprovecha la formación transparente de precios en el mercado internacional
abstrayéndose de las particularidades del mercado local y supone que el tamaño del
mercado doméstico es tal que el comportamiento de quienes participan en él no modifica
el precio internacional. Este supuesto se considera aplicable para el caso del GLP en
Colombia.
Ahora, analizando la situación de la infraestructura de puertos y de transporte puede
observarse que la posición dominante de ECOPETROL en ambos segmentos dificulta la
entrada de nuevos agentes comercializadores. De hecho algunos consideran que éstos
factores han contribuido a la nula incursión de nuevos comercializadores en los demás
combustibles líquidos regulados con paridad de importación10.
Por tal razón, el desmonte de las barreras de entrada para la importación de producto y su
posterior comercialización se convierte en una acción fundamental en pro de convertir el
suministro externo en una opción posible, y por tanto la paridad de importación en una
señal de precios económicamente fundamentada.
La experiencia argentina con la desregulación de precios de los combustibles líquidos es
un buen ejemplo de esta situación, pues los precios en el mercado doméstico superaron
la paridad de importación y a pesar de esta señal no aparecieron agentes importadores
que compitieran con YPF en el suministro. Esta situación ha sido explicada como el
10 MARTINEZ, Astrid. La Regulación Económica en el Sector de Combustibles Líquidos en
Colombia. Escenarios y Estrategias. Número 7. Octubre 2001.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
44
Sesión No. 261
resultado de la posición de dominio de YPF no solo en la producción de GLP sino también
en la infraestructura de almacenamiento y transporte por ductos11.
Además de las razones anteriores, la entrada de nuevos comercializadores de GLP no
pareciera factible en el siguiente quinquenio por cuanto se espera un decrecimiento en el
consumo de GLP y un exceso de capacidad de producción en propiedad del productorcomercializador incumbente.
Es importante mencionar que ECOPETROL plantea que ante la necesidad de importar
GLP para atender la demanda doméstica, el precio que deberá reconocer el regulador
debe corresponder a un valor único nacional que promedie la paridad de importación y el
precio del GLP doméstico correspondiente al precio del propano puesto en Cartagena con
referencia al mercado de Mont Belvieu. La asignación de los volúmenes de GLP a
importar estaría en cabeza de la CREG mediante licitación pública. En el siguiente
numeral se analizará esta propuesta.
3.5
Paridad de exportación
Determinar el precio doméstico de suministro de GLP empleando la paridad de
exportación significa remunerar al productor con base en el costo de oportunidad de
acceder al mercado externo, para así garantizar el abastecimiento de la demanda interna.
Adicionalmente, la remuneración basada en precios internacionales traslada la eficiencia
del mercado externo al mercado doméstico a pesar de que en el último la oferta y la
demanda no interactúen de la manera más eficiente.
Tanto en los talleres de discusión de las propuestas regulatorias y tarifarias de GLP en
reuniones con la Comisión, ECOPETROL ha manifestado la intención de realizar las
inversiones necesarias, tanto en producción como en transporte, para aprovechar las
oportunidades de comercialización de este producto en el mercado internacional,
considerando la escasa demanda que se espera de este combustible en el mercado
doméstico. La remuneración mediante paridad de exportación no solo reconoce este
costo de oportunidad del productor-comercializador, sino también supone que la
capacidad de producción es suficiente para abastecer el mercado doméstico sin
necesidad de acudir sistemáticamente a la importación de combustible.
Como bajo cualquier metodología regulatoria, la elección de la paridad de exportación
para la remuneración del GLP colombiano supone la existencia de ciertas condiciones en
el mercado, considerando las siguientes como las de mayor relevancia:
■
■
■
Capacidad de producción de ECOPETROL superior a la demanda doméstica
Factibilidad de exportar el GLP nacional
Dificultad de contar con nuevos comercializadores (importadores) dada la situación
de propiedad de la infraestructura de importación y transporte por ductos y las
perspectivas de crecimiento de la demanda de GLP
11 Basado en el documento Memorias 1998. Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.
Argentina. 1998.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
45
Sesión No. 261
En cuanto a la primera, las cifras de demanda de GLP de los últimos tres años junto con
las proyecciones de consumo hechas tanto por ECOPETROL como por algunos
envasadores coinciden en el decrecimiento del consumo residencial de GLP.
Adicionalmente, ECOPETROL reporta una capacidad de producción suficiente para
atender esta demanda y a la vez acceder al mercado internacional hasta el 2008. A partir
de esta fecha reporta una disminución en sus exportaciones para cubrir los mercados
nacionales de alquilato y propileno aunque respecto a estos últimos aún hay
incertidumbre sobre su viabilidad y sobre los acondicionamientos necesarios en las
refinerías para poder atenderlos.
En torno a la transabilidad del GLP colombiano, a pesar de que ECOPETROL asegura la
factibilidad de exportar gas propano, en el estudio adelantado por Purvin and Gertz se
concluyó que solo en condiciones particulares de precio en el mercado internacional esto
seria rentable. Las razones que llevaron a esta conclusión son distintas para cada
refinería. En el caso de Barrancabermeja, la inversión en el refuerzo de la flota de
transporte es considerable; Cusiana y Cupiagua requerirían invertir en los equipos
necesarios para remover del combustible los crudos pesados; el gas de Apiay, aunque de
buena calidad, no cuenta con una infraestructura de transporte eficiente que le permita
acceder al mercado internacional; por último la refinería de Cartagena carece de
suficiente infraestructura de almacenamiento como para constituirse en un punto
importante de exportación.
No obstante, para la Comisión es complejo determinar qué tan viables son los proyectos
de exportación de la petrolera estatal, así como los de venta de alquilato y propileno, por
cuanto dependen de las inversiones necesarias para hacerlos factibles, y la disponibilidad
a pagar de los mercados objetivo, sobretodo teniendo en cuenta que en un horizonte de
cinco años estas variables pueden cambiar sustancialmente.
Por otra parte, si bien este desabastecimiento no se produciría con una señal de precios
basada en la paridad de importación, la situación del mercado y la posición dominante de
ECOPETROL hacen poco creíble que la señal de precios baste para atraer a nuevos
agentes a operar como comercializadores con producto importado.
Con base en lo anterior, se recomienda adoptar la paridad de exportación como la
metodología para determinar el precio máximo regulado de suministro de GLP; por cuanto
corresponde a la remuneración del costo de oportunidad del productor-comercializador
durante la mayor parte del periodo tarifario según la información sobre oferta y demanda
conocida por la Comisión a la fecha.
Sin embargo, reconociendo la posibilidad de que surjan nuevos nichos de demanda que
pongan en riesgo el abastecimiento de la demanda doméstica, la Comisión considera
prudente anunciar su disposición a modificar la remuneración basada en paridad de
exportación e incorporar la paridad de importación, en tanto ECOPETROL demuestre que
efectivamente este es el costo de oportunidad de atender el mercado doméstico.
Además, en concordancia con el objetivo de desregulación gradual de los mercados con
potencial competitivo, la Comisión también ¡mplementaría la paridad de importación
cuando se observen las condiciones de acceso a la infraestructura de transporte y de
D-046 GENERACIÓN DE GLP
46
Sesión No. 261
importación y de homogeneidad del producto que posibiliten la entrada de nuevos agentes
en la actividad de comercialización de GLP.
Por último vale la pena mencionar que la razón por la cual la propuesta de ECOPETROL
de remunerar el GLP mediante el precio FOB en Cartagena con referencia al mercado de
Mont Belvieu no fue acogida por la CREG, es que esta señal de precios no corresponde al
costo de oportunidad de exportar el GLP producido en Barrancabermeja y Apiay. Para
que ECOPETROL pueda ser competitivo en el mercado de Mont Belvieu con el GLP
producido en el interior, debe ser capaz de cubrir con este precio internacional los costos
de transporte implícitos. Así, considerando que el costo de transporte del GLP tanto para
el combustible exportado como para el consumido localmente debe ser el mismo, el valor
del gas en cada punto de producción debe corresponder al precio internacional menos el
costo asociado a su transporte.
4. Traslado al Usuario Final y Fórmula Tarifaria
Una vez elegida la paridad de exportación como metodología para remunerar al
comercializador, es necesario precisar las características del producto a comercializar, la
manera de calcular el precio de paridad y el mecanismo para trasladar este precio al
usuario final.
4.1
Calidad de la Mezcla y Eficiencia Energética
La Comisión ha venido planteando la necesidad de incluir en su señal de precios el
concepto de eficiencia energética, es decir, la remuneración de cada energético en su uso
más eficiente. Teniendo en cuenta que el uso dado actualmente al GLP corresponde
esencialmente al calentamiento y la cocción por parte de usuarios residenciales, las
características requeridas por ellos son suficientemente satisfechas por el gas propano.
De hecho, en otros países este es el combustible distribuido en cilindros. En cuanto al
butano, su uso industrial le otorga un costo de oportunidad que se refleja en un precio
superior al del propano en los mercados internacionales (Ver Figura 12). Por esta razón,
la Comisión propone emplear en la construcción del precio máximo regulado el precio del
propano en el mercado internacional, de la manera que se especifica en el siguiente
numeral.
Figura 12. Precios Internacionales de Propano y Butano
D-046 GENERACIÓN DE GLP
47
Sesión No. 261
10,00
8,00
V)
£
eg
O
O
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
3
S
3
Sí
ífí
£
%$
* *
Propano (C3) Propano
d)
Sí 8
8
¿L
Butano (C4 - ¡sob) Isobutano
s
s s
¿L
¿
Butano (C4 - nb) n-butano
Fuente: Platts
No obstante, como se ha dicho tanto en este como en documentos anteriores, la mayor
parte del GLP producido en el país no cumple con las condiciones de calidad exigidas por
el mercado internacional. Una buena parte del poder calorífico recibido actualmente por el
usuario final proviene de butano, olefinas y diolefinas cuyos usos alternativos les otorgan
un mayor costo de oportunidad en caso de ser extraídos. Así, aunque en condiciones
ideales el productor destinaría el propano para el mercado residencial y los demás
componentes para uso industrial y petroquímico, actualmente entrega a los usuarios
residenciales una mezcla de todos ellos (Ver Figuras 10, 11 y 12).
Si bien la CREG reconoce la mayor valoración de los componentes de las mezclas
entregadas actualmente a los usuarios residenciales, también considera que es el
productor quien debe emprender las acciones necesarias para darle un mejor uso a estos
bienes. Así mismo, la CREG es conciente de la dificultad de exigir de manera inmediata la
comercialización de propano.
Por tal razón la Comisión propone que se remunere cada gramo de la mezcla, provenga
éste del propano, del butano, o de cualquier otro componente vaporizadle, a precios de
gas propano con referencia Mont Belvieu menos un ajuste por calidad, AC. Este factor de
ajuste seria determinado para cada fuente de suministro de GLP ya que, como se vio
anteriormente, la proporción de olefinas y diolefinas varia según el proceso productivo.
Con esta metodología de descuento se reflejaría que componentes como las olefinas y
diolefinas representan un aporte en términos de poder calorífico, pero que a su vez
generan perjuicios para el usuario y difieren de la calidad exigida en el mercado
internacional de referencia.
0-046 GENERACIÓN OE GLP
48
Sesión No. 261
El peso de la mezcla recibida por el usuario, descontando aquel representado por
pentanos y mas pesados que excedan el 2% de la norma colombiana, se remunerará de
acuerdo con la señal de precios de paridad de exportación del propano expresada en
pesos por kilogramo. Para la conversión de unidades a que esta metodología da lugar se
emplearán las constantes definidas por la GPA Standard 2145 vigente.
Cabe resaltar que la propuesta de ajustar el precio del GLP a la calidad del mismo para
hacerlo correspondiente con las exigencias internacionales también tiene un propósito de
largo plazo: incentivar la competencia en la actividad de comercialización. En la medida
en que el producto importado y el producido localmente sean homogéneos, se eliminarán
las barreras a la entrada de nuevos agentes asociadas con la calidad del producto. Los
nuevos comercializadores deberán acudir al mercado internacional para adquirir el GLP, y
en este mercado el precio refleja unas condiciones de calidad que coinciden con las
exigidas en el mercado local. De esta forma se elimina la ventaja comparativa del
productor-comercializador incumbente asociada a unos menores costos de producción.
4.2
Mercados de referencia
Para la construcción del precio de paridad de exportación se tomarán como referencia el
mercado de futuros de propano de NYMEX con entrega en Mont Belvieu. Esta decisión
obedece a dos razones fundamentales:
■
■
La reducción de la volatilidad en la tarifa al usuario final
La remuneración del verdadero costo de oportunidad del comercializador
Estos dos objetivos pueden parecer contradictorios a menos que se acuda a una
herramienta como el mercado de derivados financieros.
Aunque podría argumentarse que el verdadero costo de oportunidad del productor
corresponde a la remuneración del precio spot en el mercado internacional, este
mecanismo de fijación de precios trasladaría la volatilidad de este mercado al usuario final
u obligaría al regulador a establecer metodologías de aplanamiento de este precio como
los promedios fijos o móviles construidos con valores históricos. Esta ha sido la
aproximación utilizada por la Comisión durante el último período tarifario y la necesidad de
modificarla ha sido ampliamente discutida. Aunque se podría optar por reducir la longitud
del promedio, la CREG considera más conveniente establecer un valor único de la tarifa
para un período de seis meses construida promediando los precios de cierre de los
futuros transados en NYMEX para los seis meses siguientes a la fecha de cálculo y
publicación del precio máximo regulado. Este valor promedio debe convertirse a pesos
por kilogramo, tal y como se explicó en el numeral anterior, utilizando la TRM del día
anterior a la fecha de publicación.
Cabe mencionar que el riesgo cambiarlo inherente a la publicación en pesos de un precio
cuyo valor de referencia es en dólares es diversificable empleando el mercado de
derivados financieros.
4.3
Cálculo de la paridad de exportación
D-046 GENERACIÓN DE GLP
49
Sesión No. 261
La adopción de la metodología de paridad de exportación requiere el cálculo de un precio
máximo de venta de gas propano para cada punto de producción, pues ante unos costos
de transporte que incluyen una señal de distancia, los costos de transporte difieren
dependiendo de la ubicación de las distintas refinerías o campos.
De esta forma, el precio de paridad de exportación de la mezcla de gases procedente de
la fuente de suministro i , expresado en pesos por kilogramo, y afectado por la calidad del
producto en cada semestre se calcula de la siguiente manera:
G¡ =
(precio promedio de los contratos de futuros que maduran en
-
*
los seis meses siguientes a la fecha de cálculo
costos de embarque en puerto colombiano
costos de transporte entre la fuente de suministro ¡ y el puerto
de embarque)
Factor de ajuste por calidad
Los costos de transporte descontables son los siguientes según el punto de producción de
GLP:
■
Para el GLP de Barrancabermeja: el costo de transporte por propanoducto entre
Pozos Colorados y Barrancabermeja
■
Para el GLP de Apiay: el costo de transporte terrestre entre Apiay y
Barrancabermeja y el costo de transporte por propanoducto entre Pozos
Colorados y Barrancabermeja
Al respecto es necesario precisar que para elegir el sistema de transporte más adecuado
entre cada punto de producción y el puerto de exportación se eligió el esquema de
transporte más eficiente desde el punto de vista económico. Así, para los grandes
volúmenes de GLP que son producidos en la refinería de Barrancabermeja se eligió el
transporte por propanoductos por ser el de menor costo; en cambio para el gas
procedente de Apiay por su bajo nivel de producción se eligió el transporte terrestre a
granel empleando un camión articulado.
Estas tarifas de transporte también deberán expresarse en pesos por kilogramo.
El precio resultante de esta paridad supone que la entrega del combustible se realiza en
el punto de entrada al sistema de transporte o en cualquier otro punto de entrega directa
del producto al distribuidor dentro del Terminal.
Así, la fórmula para calcular el precio máximo regulado por paridad de exportación
teniendo en cuenta lo expuesto hasta este punto es la siguiente:
i)
Para el gas procedente de la refinería de Cartagena
D-046 GENERACIÓN DE GLP
50
Sesión No. 261
Cartagena J
5 PN
Yj
— * TRMt * 0.520 - CEt
i=o 6
■ACr
donde:
t:
mes en el cual se está haciendo el cálculo del precio máximo. Corresponde
a uno para el precio de suministro que estará vigente desde el 15 de enero
hasta el 14 de julio, y a siete para el vigente desde el 15 de julio hasta el 14
de enero del año siguiente.
PNt+¡:
precio de cierre del contrato de futuros de propano en NYMEX. Para el
primer semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio
de cierre de los contratos que madurarán en el mes 1 publicado el 4 de
enero, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i,
expresados en dólares por galón.
Para el segundo semestre del año este precio se calcula como el promedio
del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 7 publicado
el 4 de julio, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes
t+i, expresados en dólares por galón.
TRM,:
Tasa Representativa del Mercado reportada por el Banco de la República el
día 4 de enero, para el precio máximo vigente durante el primer semestre
del año, o el día 4 de julio para el vigente durante el segundo semestre del
año.
CE,:
Costo de Embarque en puerto colombiano vigente para el mes t y
expresado en pesos por kilogramo.
0.520:
Inverso de la densidad absoluta del propano. Expresado en galones por
kilogramo.
AC c:
Factor de ajuste por calidad para el GLP procedente de la refinería de
Cartagena.
¡i)
Gas procedente de la refinería de Barrancabermeja
B a rra n c a b e rm e ja ,t
5 PN
Y
¿=0
* TRM, * 0.520 - CE, - TPCBt
ACb
donde:
t:
mes en el cual se está haciendo el cálculo del precio máximo. Corresponde
a uno (1) para el precio de suministro que estará vigente desde el 4 de
enero hasta el 3 de julio, y a siete (7) para el vigente desde el 4 de julio
hasta el 3 de enero del año siguiente.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
51
Sesión No. 261
PNt+¡ :
precio de cierre del contrato de futuros de propano en NYMEX. Para el
primer semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio
de cierre de los contratos que madurarán en el mes 1 publicado el 4 de
enero, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i,
expresados en dólares por galón.
Para el segundo semestre del año este precio se calcula como el promedio
del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 7 publicado
el 4 de julio, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes
t+i, expresados en dólares por galón.
TRMt:
Tasa Representativa del Mercado reportada por el Banco de la República el
día 4 de enero, para el precio máximo vigente durante el primer semestre
del año, o el día 4 de julio para el vigente durante el segundo semestre del
año.
CEt:
Costo de Embarque en puerto colombiano vigente para el mes t y
expresado en pesos por kilogramo.
TpcB.t:
Costo de transporte por propanoducto de Pozos Colorados a
Barrancabermeja, vigente para el mes t y expresado en pesos por
kilogramo12.
0.520:
Inverso de la densidad absoluta del propano. Expresado en galones por
kilogramo.
ACb:
Factor de ajuste por calidad para el GLP procedente de la refinería de
Barrancabermeja
iii)
Gas procedente de Apiay
A p ia y
J-, PN
2
^
*ACa
* TPM t * 0.520 - CE.
J t - T P^C b
B ,t. - TÁA
Bt
1=0
t:
mes en el cual se está haciendo el cálculo del precio máximo. Corresponde
a uno para el precio de suministro que estará vigente desde el 4 de enero
hasta el 3 de julio, y a siete para el vigente desde el 4 de julio hasta el 3 de
enero del año siguiente.
PNt+¡ :
precio de cierre del contrato de futuros de propano en NYMEX. Para el
primer semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio
de cierre de los contratos que madurarán en el mes 1 publicado el 4 de
enero, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i,
expresados en dólares por galón.
12 Los detalles del cálculo de esta tarifa de transporte se encuentran en el anexo 2.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
52
Sesión No. 261
Para el segundo semestre del año este precio se calcula como el promedio
del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 7 publicado
el 4 de julio, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes
t+i, expresados en dólares por galón.
TRMt:
Tasa Representativa del Mercado reportada por el Banco de la República el
día 4 de enero, para el precio máximo vigente durante el primer semestre
del año, o el día 4 de julio para el vigente durante el segundo semestre del
año.
CEt:
Costo de Embarque en puerto colombiano vigente para el mes t y
expresado en pesos por kilogramo.
T pcbT
Costo de transporte por propanoducto de Pozos Colorados a
Barrancabermeja, vigente para el mes t y expresado en pesos por
kilogramo13.
TAB,t:
Costo de transporte terrestre de Apiay a Barrancabermeja, vigente para el
mes t y expresado en pesos por kilogramo. Equivale a $84.50 por
kilogramo, en pesos de diciembre de 2003.
0.520:
Inverso de la densidad absoluta del propano. Expresado en galones por
kilogramo.
AC a,:
Factor de Ajuste por Calidad para el GLP procedente de Apiay.
4.4
Correspondencia entre precio y tipo de contrato
La referencia internacional que se empleará en la tarifa regulada corresponde a los
precios del mercado de futuros de propano, que como cualquier otro contrato de
derivados financieros supone unas condiciones estándar relacionadas esencialmente con
la calidad del bien, el precio, las cantidades y el punto de entrega (Ver Anexo 2). En
consecuencia, el precio resultante de las transacciones de propano en el mercado de
futuros corresponde a una remuneración suficiente para el productor-comercializador que
le permiten suministrar un producto en las condiciones de calidad requeridas y además
garantizar la entrega del mismo según las estipulaciones del contrato.
En el caso nacional, la tarifa regulada también deberá incorporar las mismas obligaciones.
Así, el precio basado en paridad de exportación y calculado para cada refinería, supone
como punto de entrega el sistema de transporte o el Terminal para el caso en que el
combustible sea entregado de manera directa al distribuidor14. De igual forma, Implica el
13 Los detalles del cálculo de esta tarifa de transporte se encuentran en el anexo 1.
14 Como puede verse en el Anexo 2, el mercado de Mont Belvieu supone que la entrega se realiza
en el sistema de transporte por ductos TEPPCO (Texas Eastern Products Pipeline Co.) o en
cualquier otra infraestructura de ductos o de almacenamiento en Mont Belvieu con acceso a
TEPPCO.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
53
Sesión No. 261
cumplimiento de los períodos de entrega en las cantidades estipuladas en el contrato
firmado con el envasador.
Por esto, es de suponerse que cualquier incumplimiento en las condiciones de suministro
será responsabilidad del comercializador, y todos aquellos sobrecostos que se originen
para resolver la situación no podrán trasladarse al usuario.
5. Conclusiones
Una vez evaluadas las condiciones actuales y las perspectivas de mediano plazo del
mercado doméstico de GLP, la Comisión propone la paridad de exportación como
metodología para remunerar al productor-comercializador.
Las razones que condujeron a la CREG a tomar esta decisión, previa evaluación de otras
metodologías tarifarias, pueden resumirse en los siguientes puntos:
■ La paridad de exportación remunera el costo de oportunidad del productorcomercializador ante un escenario en el que existen suficientes excedentes de
producción para atender el mercado doméstico y a la vez exportar.
■ El pago del consumidor nacional del mismo precio que hubiera podido obtener
ECOPETROL participando en un mercado eficiente como el de Mont Belvieu o
NYMEX no compromete el abastecimiento del mercado doméstico.
■ La elección de mercados de referencia eficientes en la construcción de la señal de
precios traslada las eficiencias de estos mercados al mercado local, en donde la
ausencia de una situación de competencia hace que ganancias no se produzcan
naturalmente, no se reflejen en la señal de precios y por lo tanto no sean
trasladadas al usuario.
Por otra parte el empleo de mecanismos de cobertura en la señal de precios permite
mantener la remuneración del costo de oportunidad del productor comercializador sin
trasladar la volatilidad del mercado spot al usuario final, quien no puede diversificar
fácilmente este riesgo.
El precio de paridad de exportación empleando mercados de referencia eficientes y con
condiciones establecidas de calidad y condiciones de venta, hace posible que la exigencia
de tales condiciones en el mercado local sea justa. Así, un contrato de suministro de GLP
bajo esta remuneración deberá definir claramente las obligaciones del productorcomercializador en términos de oportunidad, lugar y frecuencia de entrega del producto,
así como las características físicas y químicas de la mezcla a entregar.
La propuesta también incluye la remuneración de la energía entregada al usuario a
precios de propano, en respuesta a la necesidad de valorar cada energético en su uso
más eficiente. Los requerimientos de energía de un usuario residencial y comercial de
GLP son suficientemente satisfechas por el gas propano, por tal razón el suministro de
productos distintos como el butano, olefinas y diolefinas cuyos usos alternativos les
otorgan un mayor precio en el mercado no debiera remunerarse, pues el usuario final no
está en capacidad de elegir el tipo de producto que quiere consumir.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
54
Sesión No. 261
Es prudente mencionar que la paridad de exportación se basa fundamentalmente en que
la oferta nacional de producto es suficiente para atender las necesidades del mercado
doméstico, y que basta con el correcto diseño de la señal de precios para garantizar su
abastecimiento. Ante un escenario distinto de insuficiencia de producto, es necesario
modificar estos precios para hacer económicamente factible la entrada de combustible
importado que cubra los faltantes. Por tal razón la Comisión anuncia su disponibilidad de
cambiar la metodología de paridad de exportación a una de paridad de importación en
caso de prever condiciones productivas y económicas tales que se comprometa el
abastecimiento de la demanda de GLP para el mercado regulado.
D-046 GENERACIÓN DE GLP
55
Sesión No. 261
ANEXO 1. CÁLCULO DE LA TARIFA DE TRANSPORTE POR PROPANODUCTO
ENTRE BARRANCA Y POZOS COLORADOS
Para hallar los costos transporte por propanoducto entre Barrancabermeja y Pozos
Colorados se empleó la metodología propuesta para calcular el costo máximo regulado de
transporte de GLP que próximamente será puesta a consideración de la industria.
Las cifras de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento
corresponden a los contenidos en el estudio de Félix Betancourt Aduen, “ Tarifas de
Transporte de Derivados de Petróleo", elaborado en el 2001. En este estudio la inversión
se valoró mediante la metodología de reposición a nuevo. Además se incluyó una
estimación de las inversiones necesarias para transformar este poliducto en
propanoducto. El AOM representa el 5% anual sobre la inversión y la demanda se estima
en un 75% de la capacidad máxima de 70 KBDC. La tasa de descuento empleada es del
16%.
Con base en lo anterior se obtuvo un cargo de $200.89 / galón, cifra expresada en pesos
de diciembre de 2003.
De esta forma se tiene:
CONCEPTO
Valor de la inversión como poliducto
Valor de la inversión incluyendo adecuación a
propanoducto. No incluye empaquetamiento
AOM Anual
Demanda
Tasa de descuento
TRM
CARGO RESULTANTE
D-046 GENERACIÓN DE GLP
Valor en cifras de
diciembre de 2003
US$ 264.878.349
US$ 266.523.419
US$ 13.243.917
804.825.000 galones
16%
$ 2778,21
$ 200.89 / galón
56
Sesión No. 261
ANEXO 2. ESPECIFICACIONES DEL CONTRATO DE FUTUROS DE PROPANO EN
NYMEX
Trading Unit
42,000 U.S. gallons (1,000 barrels)
Price Quotation
U.S. dollars and cents per gallon
Trading Hours (All
times are New York
time)
Open outcry trading is conducted from 9:20 AM until 1:10 PM.
After-hours electronic trading begins at 1:45 PM on Mondays
through Thursdays and concludes at 9:00 AM the following
day. On Sundays, the session begins at 7:00 PM and
concludes at 9:00 AM the following day.
Trading Months
15 consecutive months.
Minimum Price
Fluctuation
$0.0001 (0.010) per gallon ($4.20 per contract).
Maximum Daily Price
Fluctuation
Last Trading Day
Delivery
Delivery Period
Alternate Delivery
Procedure (ADP)
D-046 GENERACION DE GLP
$0.25 per gallon ($10,500 per contract) for all months. If any
contract is traded, bid, or offered at the limit for five minutes,
trading is halted for five minutes. When trading resumes, the
limit is expanded by $0.25 per gallon in either direction. If
another halt were triggered, the market would continue to be
expanded by $0.25 per gallon in either direction after each
successive five-minute trading halt. There will be no maximum
price fluctuation limits during any one trading session.
Trading terminates at the close of business on the last
business day of the month preceding the delivery month.
F.O.B. at Texas Eastern Products Pipeline Co. or, with the
agreement of the buyer and the seller, at any pipeline, storage
facility, or fractionation facility in Mont Belvieu, Texas, with
direct pipeline access to TEPPCO. Delivery may be made by
in-line or in-well transfer, inter-facility transfer from the seller’s
facility to TEPPCO, or by book transfer unless either the buyer
or the seller disagrees with such transfer.
All deliveries must be initiated after the fourth business day
and completed by the last calendar day of the delivery month.
An alternate delivery procedure is available to buyers and
sellers who have been matched by the Exchange subsequent
to the termination of trading in the spot month contract. If
buyer and seller agree to consummate delivery under terms
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Sesión No. 261
different from those prescribed in the contract specifications,
they may proceed on that basis after submitting a notice of
their intention to the Exchange.
Exchange of Futures
for Physicals (EFP)
The buyer or seller may exchange a futures position for a
physical position of equal quantity by submitting a notice to the
Exchange. EFPs may be used to either initiate or liquidate a
futures position.
Grade and Quality
Specifications
Conforms to industry standards for fungible liquefied propane
gas as determined by the Gas Processors Association (GPAHD-5).
Inspection
Inspection shall be conducted in accordance with pipeline
practices.
Position Accountability
Levels and Limits
1,500 contracts for all months combined, but not to exceed
250 in the last three days of trading in the spot month or 500
in any one month.
Margin Requirements
Trading Symbol
Margins are required for open futures positions.
PN
Fuente: NYMEX. www.nymex.org
D-046 GENERACIÓN DE GLP