Equipo 3: Modelo de Regulación del Servicio Publico del gas natural en América Latina. Fecha de exposicion. Viernes 06/11/2009.

EL GAS

El gas natural es vendido por muchos como una forma de combustible fósil no contaminante y que no produce gases de efecto invernadero XXI . Sin embargo, aunque su quema genera menos CO2 que el petróleo, las técnica de extracción y prospección son muy similares a las que genera el petróleo, y por lo mismo produce los mismos impactos sociales y ambientales.

Las fronteras nacionales tienden a desaparecer en el sector de gas natural, debido a al interconexión de gas entre países a través de gasoductos. Un impacto adicional es que el gas no es tan fácil de transportar que el crudo, por lo que se hace una distribución de puerta a puerta, es decir desde la fuente hasta el consumidor vía gasoductos, impactando todas las zonas y las poblaciones por las que atraviesa el gasoducto.

En América Latina ha habido una intervención del Estado, en el transporte y la distribución del gas natural, y ha sido tratado como un servicio público. Los Estados establecieron reglas estrictas a las empresas privadas, y asignaron la gestión de las redes a empresas públicas.

Los Estados han tomado históricamente dos formas de esquema institucional:

• el control público bajo la tutela de un ministerio
• la concesión del servicio a una empresa pública, privada o mixta, bajo la vigilancia de una agencia reguladora 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, en los últimos años se han dado todo un proceso de reforma en la industria de gas natural, desde mediados de la década de los años setenta.

La reforma ha comprendido tres procesos no necesariamente ligados:

• la desregulación de actividades, es decir, la apertura a nuevos actores y la competencia entre ellos.
• la desintegración estructural, que significa la separación de los segmentos de la cadena.
• la privatización.

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)
• otro con el servicio de transporte de dicho gas a través de una red de ductos (la entrega).

Los cambios en la estructura de la industria de gas natural incluyen el alejamiento del concepto de empresa de servicio público y la introducción de la competencia en los mercados. 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.

Hasta la fecha Venezuela está ubicada en el octavo lugar entre los países del mundo con mayores reservas de gas natural, y el primero en América Latina.

Las principales reservas están en Rusia, Irán y Qatar.

En el caso venezolano, los recursos de este hidrocarburo --los asociados y no asociados a la producción petrolera-- suman aproximadamente 227 billones de pies cúbicos. En el mar transfronterizo de Venezuela y Trinidad, en la llamada plataforma deltana, existen importantes reservas de gas natural. Como ocurre en otros estados insulares, Venezuela planea transformarlo en gas natural licuado en Trinidad.

Trinidad y Tobago constituyen el 5to. país en importancia a nivel mundial para la empresa BP en materia de gas licuado de petróleo.

El gas en Bolivia ha desatado una serie de conflictos, como el abandono del poder del presidente Gonzalo Sánchez de Lozada, luego de una sangrienta ola de manifestaciones y protestas por sus intenciones de exportarlo a México y a Estados Unidos a través de una salida a mar por Chile, regalías para Bolivia de un 18%. Este proyecto es propuesto por Repsol, y BG. Las manifestaciones por la nacionalización del gas continúan. Adicionalmente, Bolivia exporta gas a Brasil y se está planeando la construcción de un gasoducto para exportar gas a Argentina.

Paradójicamente, Argentina exporta gas a Chile. El caso del gas de Camisea en Perú, es menos conocido, pero no por ello deja de ser importante.

En Brasil, Petrobras hizo un descubrimiento importante de gas en el campo Santos (así como crudo liviano en el estado de Espírito Santo). Los descubrimientos más importantes de gas han tenido lugar en mares profundos (entre mil y dos mil metros).

OLEODUCTOS Y GASODUCTOS

Con la promoción del transporte de gas y petróleo se hace por largos ductos. Muchos más largos son los gasoductos pues en muchos casos el gas es usado para la generación de electricidad en el propio país de origen del gas, o en países vecinos. Debido a su longitud, los oleoductos y gasoductos atraviesan bastas zonas, incluyendo áreas pobladas tanto urbanas y rurales, áreas protegidas, ecosistemas frágiles, etc. En América del Sur se están construyendo una serie de gasoductos que salen del los yacimientos hasta llegar directamente a las lugares donde van a ser utilizados. En otros caso, cruzan las fronteras de uno o más países. En ambos casos, se producen impactos ambientales y sociales graves.

Uno de ellos podría ser el gasoducto binacional Colombia-Venezuela, en el que van a participar compañías como ChevronTexaco por parte de Colombia y Pdvsa de Venezuela. El gasoducto tendrá unos 200 kilómetros y unirá a Ballenas con el Lago de Maracaibo y el gas colombiano servirá, en una primera etapa, a la parte occidental del vecino país.

Colombia tiene planea convertirse en un mercado exportador energético hacia Venezuela y con los países del área. En este orden de ideas el presidente Uribe Vélez buscará poner en marcha un paquete de proyectos, entre los cuales se cuenta la construcción de un gasoducto que conectará el campo de Ballenas en la Alta Guajira con Maracaibo (Venezuela), con una inversión tentativa de 200 millones de dólares.

Para cristalizar este proyecto los dos mandatarios firmarán un memorado de entendimiento que permitirá que a corto plazo se defina, a través de un estudio, el valor real de la obra, las condiciones de venta del gas, quién o quiénes asumirían las obras que podrían tardar entre seis y ocho meses.

Este gasoducto puede ser del orden de 200 millones de dólares. La meta es adelantar conversaciones previas con el gobierno de Panamá para llevar el gas hacia esa Nación y posteriormente extender la red hacia Centroamérica y México.

Venezuela es el quinto exportador mundial de crudo y tiene las octavas  mayores reservas de gas en el planeta. Sin embargo, como se ha visto forzada a cerrar pozos para cumplir con su cuota de producción de la Opep está sufriendo de una escasez de suministros de gas asociado a los pozos de petróleo.

El gobierno anunció en mayo que inició la construcción de un gasoducto que conectará el oriente con el occidente del país y que permitirá cubrir una escasez de gas en la región petrolera del Lago de Maracaibo.

A su vez, Venezuela reforzará su cooperación petrolera con Panamá mediante proyectos como un gasoducto y del suministro con facilidades dentro del Pacto de San José. Ya se están dados los primeros pasos del gasoducto. El gasoducto hasta Panamá sería una extensión del que conectará a Colombia y Venezuela.

Uribe, en visitas que hizo a Panamá los pasados 15 de agosto y 1 de septiembre, expresó su respaldo a la ampliación del gasoducto hasta Panamá e incluso al resto de Centroamérica, en cumplimiento del pacto de San José.

El Pacto de San José fue suscrito en 1980 y su más reciente renovación fue el 3 de agosto pasado.

Los países miembros son Barbados, Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y República Dominicana, que reciben 160.000 barriles diarios de petróleo suministrado a partes iguales por México y Venezuela.

Bolivia se ha convertido en un centro del que emanan gasoductos hacia sus países vecinos.

Por otro lado, Bolivia y Argentina planean construir un gasoducto en el marco de la Cumbre del MERCOSUR. Este gasoducto que cruzará el noreste argentino, servirá para distribuir gas boliviano y argentino en esa zona. El proyecto está siendo desarrollado por la empresa Techint, que pretendería comprar reservas de Repsol, en Bolivia.

La intención de impulsar la construcción del gasoducto está enmarcada en una declaración conjunta ente los gobiernos de Bolivia y Argentina que decide "reafirmar el interés de ambas partes en la promoción del desarrollo de infraestructura de conexión de sus sistemas energéticos y gasíferos, fortaleciendo la integración regional que pone a Argentina y Bolivia como principales abastecedores de energía en la parte sur del continente".

Esta misma empresa ya construyó gasoductos en el norte argentino, llevando gas desde Argentina a Chile.

En Perú, el transporte de gas será desde Camisea hasta Lima y Callao, mediante dos gasoductos: uno para gas natural, de 714 kilómetros; y otro para gas natural líquido, de 540 kilómetros.

Por otro lado, Paraguay y Bolivia deciden la construcción de un gasoducto, que a más de acordar la compra y venta de gas natural, así como la construcción energética en forma rápida de un gasoducto, incluye la conclusión de un Corredor Bioceánico.

Paraguay y Bolivia están firmemente decididos a comprar y vender gas natural. Para ello, ambos gobiernos han tomado la decisión de avanzar en las negociaciones para la construcción de un gasoducto.

En la región Centroamericana 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 de gas depende de fuentes externas. Desde un punto de vista geográfico, podría abastecerse 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.

Finalmente tenemos el gasoducto del Caribe. Este es un proyecto encabezado por Trinidad y Tobago, en el que podría entrar Venezuela. Según el proyecto inicial, el gas de Trinidad y Tobago se enviará por tubería a las Antillas Menores, terminando en Guadalupe. Chávez expresó que el gasoducto tenga ramales dirigido a otros países, incluyendo Cuba.

Mientras tanto, tanto Venezuela como Trinidad y Tobago están tratando de elevar su capacidad interna de transmisión con la construcción de tuberías que atraviesen sus tu geografías.

Pdvsa tiene un proyecto un gasoducto este oeste que suministre gas de los  campos Cumerebo y La Vega en el estado occidental de Falcón, al complejo refinador de Paraguaná. La idea es suministrar gas al complejo de crudos pesados y petroquímicos de Pdvsa. Por otro lado en Trinidad se planea expandir sus tuberías a lo largo de la isla.

Experto argentino recomienda estabilidad de la regulación de gas natural

Bogotá, 30 de octubre de 2008 - Roberto Kozulj, profesor e investigador de la Fundación Bariloche realizó un recorrido por los modelos de regulación de gas en América Latina, resaltando sus diferencias conceptuales.

En esta comparación destacó que los modelos regulatorios no son trasladables de un país a otro, y que en cada caso se debe desarrollar un sistema propio teniendo en cuenta su dinámica y factores característicos, aunque recomendó evitar adoptar extremos en materia de liberalización o intervencionismo estatal.

Entre las variables más relevantes a tener en cuenta están el clima y la composición hidrotérmica del parque de generación de electricidad. Al respecto, concluyó que no existen reglas generales, con excepción quizás de la de mantener estabilidad en los modelos.

Respecto de las actividades de transporte y distribución, los principales retos que afronta el regulador son i) remunerar las inversiones, ii) asignar el riesgo entre las empresas y los usuarios, y iii) la asimetría de información.

Explicó que en ocasiones, disputas inútiles entre el regulador y los agentes resultan en el atraso de la puesta en marcha de los proyectos, siendo la energía más costosa la que no se tiene. Así mismo, sostuvo que el sector energético pertenece al grupo de sectores de la economía en los que las crisis empresariales derivan en pérdidas sociales.

El experto internacional calificó al mercado gasífero colombiano como diversificado, semi-maduro y en expansión, destacándolo en el concierto regional respecto a sistemas de similar tamaño como Brasil y Perú. Así mismo, considera que eventos recientes le han permitido a Colombia resolver el problema de determinación de los proyectos de expansión de la red de transporte, en contraste, por ejemplo, con Argentina que aún enfrenta esta condición.

Sobre EEB  Grupo Energía de Bogotá es el primer grupo empresarial del sector energético colombiano. En la actualidad tiene un portafolio de inversiones en importantes empresas del sector energético entre las que se destacan CODENSA S.A., EMGESA S.A., GAS NATURAL S.A. y la distribuidora de electricidad del Meta, EMSA. En Perú, junto con el grupo ISA, participa en REP S.A. y en TRANSMANTARO S.A. que representan el 63% del sistema de transmisión eléctrica en ese país. El grupo empresarial Energía de Bogotá tiene el control de la mayor transportadora de gas natural de Colombia, TGI S.A. y de TRANSCOGAS S.A.

El ENARGAS  en Argentina, dicta los reglamentos a los que deben ajustarse los sujetos de la ley en lo referente a seguridad, protección ambiental, procedimientos técnicos y comerciales, calidad del servicio y gas natural comprimido (GNC). Además aprueba las tarifas que aplican los prestadores y emite autorizaciones diversas, tales como las necesarias para la realización de obras de magnitud o para ser considerado subdistribuidor y comercializador.

Asimismo, fiscaliza realizando inspecciones y auditorías, a la vez que requiere a las Licenciatarias la información necesaria, con el objeto de controlar la prestación del servicio para asegurar el cumplimiento de las obligaciones establecidas en las respectivas licencias.

La industria del gas natural en la Argentina está organizada en tres segmentos bien diferenciados: producción, transporte y distribución.

La producción del gas natural es una actividad desregulada: los productores exploran, extraen y comercializan libremente el gas y la autoridad de aplicación es la Secretaría de Energía de la Nación.

Por su parte, el transporte y la distribución del gas por redes constituyen servicios públicos regulados y las empresas licenciatarias que los prestan están sujetas a la jurisdicción de contralor del Ente Nacional Regulador del Gas.

 LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Y SU REGULACION EN AMERICA LATINA

 Este artículo analiza los regímenes de regulación de los mercados de gas natural en Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y México, los países latinoamericanos que más han avanzado en este campo, y también presenta algunas informaciones sobre países que, al momento de redactarlo, no habían definido aún su régimen regulatorio, como Perú y Venezuela.

Para comenzar se describe el panorama mundial de la industria de gas natural y se define el lugar que le corresponde en él a América Latina. Luego se estudian las modificaciones que experimentaron los regímenes regionales de la industria del gas natural en el decenio de 1990, en particular en el tratamiento de la exploración y la producción, y en el procesamiento industrial, el transporte y la comercialización.

Se detallan en seguida las características principales de los mercados de gas natural en los países estudiados y los sistemas que se han establecido para reestructurar la industria, dándole especial importancia al papel del gas natural en la integración energética regional.

Por último, se analizan las características principales de la regulación del gas natural y los principios que la sustentan; la estructura y atribuciones de los entes reguladores; los mecanismos de fijación de precios de explotación, transporte y distribución; las modalidades de subsidio, y el régimen tributario.

 El comportamiento de la demanda y las proyecciones del consumo mundial de gas natural.

En los últimos veinte años la demanda mundial de gas natural ha crecido con rapidez mayor que la de los otros combustibles fósiles (petróleo y carbón). En el período 1971-1991, su tasa anual de crecimiento llegó a 3.3% frente al 2.1% para el carbón y el 1.4% para el petróleo.

El mayor dinamismo del consumo del gas natural se explica principalmente por lo siguiente:

• Gracias a la abundancia de reservas de gas natural, la capacidad de oferta podría mantenerse por muchos años; además, esas reservas no se encuentran muy concentradas geográficamente (en cambio, cerca de dos tercios de las reservas mundiales disponibles de petróleo se encuentran en el Medio Oriente).
• Los avances tecnológicos han abaratado los costos de transporte desde las fuentes de producción hasta los centros de consumo.
• En los últimos decenios ha cobrado mayor importancia la conservación del medio ambiente, lo que favorece el consumo del gas natural, que emite menos dióxido de carbono que el petróleo.
• El crecimiento de los mercados energéticos en los países emergentes ha hecho más atractiva la inversión para los operadores internacionales y nacionales.
• La política de seguridad energética de los países de la OCDE apunta a reducir la dependencia del petróleo y del gas natural importado, sobre todo del Medio Oriente.

 El transporte de gas natural es más complicado que el del petróleo y el carbón, que se extraen en estado líquido o sólido respectivamente, puesto que debe mantenerse en una unidad completamente cerrada para su manipulación. Los gasoductos son los medios más comunes de transporte, pero cuando la distancia geográfica es muy grande, su utilización es no sólo difícil sino muy costosa. El gas debe ser transportado por tanto en barcos refrigerados y convertido a temperaturas bajas a estado líquido -gas natural líquido- para ser colocado en los mercados de destino, siendo objeto posteriormente de una "regasificación" para ser distribuido por gasoducto.

El problema con el gas natural líquido es que el proceso de conversión, el costo de los propios barcos, la manipulación y las instalaciones especiales le añaden un costo considerable, reduciendo su atractivo económico (Estados Unidos, Departamento de Energía, 1995).

 Sector del gas natural

De otra parte, se abre la posibilidad de un acuerdo con el vecino país, para transmitir energía eléctrica con lo cual también se firmará un memorando de entendimiento para buscar la exportación de energía hacia ese país y llevarla a Panamá y naciones centroamericanas.

El servicio de gas natural reúne condiciones muy similares que en el caso antes visto con la electricidad, dentro de su cadena de valor existen un conjunto de actividades (upstrem y downstrean), algunas de las declaradas como servicios públicos ya que por sus características particulares representan monopolios naturales que generalmente habían sido ejercidos por el Estado.

Hacia finales de los noventa, un poco después que en el caso del sector de electricidad, los países de América Latina introdujeron reformas que involucraron el establecimiento de regímenes regulatorios y de competencia para promover y desarrollar este importante sector. La desregulación consistió en eliminar los controles de precios en "boca de pozo" 13 y posteriormente en introducir la competencia en el mercado mayorista14. La introducción de competencia en este mercado implicó la desintegración vertical, separando las actividades de transporte y comercialización y estableciendo el libre acceso de terceros a los gasoductos. Se acordó que cualquier agente puede contratar con un transportista siempre y cuando exista capacidad ociosa en el gasoducto.

Esto último implicó la desintegración vertical, separando las actividades de transporte y comercialización y estableciendo el libre acceso de terceros a los gasoductos. En tal sentido, conviene destacar que en Argentina, las empresas transportistas no pueden comprar ni vender gas mientras que en Colombia y México, existen restricciones a la integración vertical en el contexto de la regulación de los monopolios y la competencia.

En Colombia, a comienzos de los años noventa, se reforma16 el sector del gas siguiendo al igual que el resto de los servicios públicos. Estas reformas contemplaron introducir la competencia en aquellos segmentos en que ello se consideraba viable. Como consecuencia de ello, la industria del gas natural sufre, al igual que la de electricidad y otros servicios públicos, una separación vertical de negocios y se imponen restricciones a la integración horizontal y vertical. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) regula la comercialización destinada al servicio público domiciliario, no a la producción del combustible.

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos gaseosos venezolana, una misma empresa no puede ejercer ni controlar simultáneamente en una misma región, dos o más de las actividades de producción, transporte o distribución.

En la mayoría de los países, la reforma de los mercados se sustentó, al igual que en el caso de la electricidad, en la reestructuración introduciendo la competencia cuando ello era factible y regulando cuando no era posible garantizar condiciones competitivas. Es importante precisar que las privatizaciones fueron más importantes en la industria eléctrica que en los hidrocarburos.

De acuerdo con información disponible, en este momento sólo en Argentina, Bolivia, Perú y Guatemala la exploración y explotación de hidrocarburos (upstream) está exclusivamente en manos privadas. Existe un predominio estatal, promoviéndose además la inversión privada en Brasil, Cuba, Colombia, Ecuador, Trinidad y Tobago. En Venezuela, se ha propuesto un plan integral de desarrollo del gas.

Dicho plan contempla actividades que son dominio del Estado, otras bajo la fórmula de empresas mixtas.

En el caso del transporte, almacenaje, refinación y comercialización interna y externa (downstream) de hidrocarburos sólo existe propiedad estatal exclusiva en México y Cuba. En Brasil, Costa Rica, República Dominicana, Paraguay, Uruguay y Venezuela existe un marcado protagonismo estatal con participación privada. En Colombia, Ecuador y Perú impera el predominio privado con participación estatal, mientras que existe la propiedad privada exclusiva en el "downstream" en Argentina, Bolivia, El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá.

 Los mercados mayoristas de gas en la región podrían clasificarse en dos tipos: mercados con sistemas de coordinación centralizada (Colombia y Venezuela) y mercados en los que impera el mercado (Argentina y México).

El caso de Yacimientos Petrolíferos Fiscales . YPF - es el caso más emblemático de abuso de posición dominante resuelto por la Comisión Nacional de Competencia (CND) argentina.

Algunos sectores la criticaron por esa razón, dado que muchos expertos consideran que los casos de abuso explotativo son improvisados, en tanto resulta difícil determinar cuando un precio se considera "explotativo", así como encausar adecuadamente la conducta. Otros, sin embargo, defendieron el caso en el sentido de que está basado en una serie reducida de hechos - que implican una discriminación de precios - que, se dice, pueden constituir el objeto de una orden correctiva efectiva.

 En Uruguay, La existencia de conductas anticompetitivas en el mercado de envasado y distribución de gas licuado de petróleo (GLP), incitó a la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA) a investigar la propuesta de asociación de empresas prestadoras de actividades en ese sector. Concretar una asociación de ese tenor amerita una cuidadosa consideración de su conformidad con las reglas de defensa de la competencia referidas. Ello no tiene que ver con el hecho en sí de la asociación, sino, con la posibilidad de que la decisión sea ilícita, por contrariar las normas de defensa de la competencia.

 En materia de Gas concretamente, por iniciativa de Venezuela, se propone la creación de una "OPEP del Gas", proyecto éste actualmente en fase de discusión.

Las reservas de los países de la región se han cuadruplicado en los últimos 25 años. Venezuela, México y Argentina representan el 89% del total; Venezuela posee más de la mitad de las reservas de la región (3 962 x 109 metros cúbicos). En Brasil, Colombia, Ecuador y Perú han aumentado las reservas, pero en volúmenes bastante menores. Pocos países de la región son productores tradicionales de gas natural, producción que en la mayoría de los casos está vinculada con la de petróleo. La producción de gas natural por países muestra un patrón similar al que registran las reservas petrolíferas. Venezuela, México y Argentina aportan el 84% de la producción regional de gas natural.

La participación del gas natural es de 18%, mayor que la de la biomasa (15%) y el carbón (4%).

Sin embargo, ese promedio encubre fuertes disparidades dentro de la región ya que Argentina, Brasil y Venezuela representan el 92% de la demanda regional.

Sigue siendo notable la diferencia entre la demanda final de gas natural y el consumo en usos intermedios.

En 1995, la estructura de la oferta total de gas natural (consumo final más consumo intermedio) por sectores en América Latina muestra que sólo el 33% del gas natural se destinaba al consumo final.

Todo indica, sin embargo, que la demanda final de gas natural tenderá a crecer en los próximos años, habida cuenta de los importantes proyectos energéticos en cartera y la orientación de algunas políticas gubernamentales que están promoviendo la masificación de su consumo.

 Reformas a la industria del gas natural

En lo que va del decenio de 1990 se han introducido en la mayoría de los países analizados importantes reformas legislativas en los regímenes jurídicos de la exploración y la explotación de hidrocarburos (Argentina, Bolivia, Colombia y Chile). Las reformas afectan tanto al petróleo como al gas natural, ya que presentan características similares de exploración y explotación, pero se precisan en esas reformas las particularidades que presenta el gas natural.

En México no se reformó la legislación petrolera en sí, pero se introdujeron importantes modificaciones en las normas sobre transporte, almacenamiento y distribución del gas natural y se conservó el monopolio de la empresa estatal Petróleos Mexicanos (PEMEX) en la exploración y explotación del gas natural.

El origen y las motivaciones de las reformas que se han llevado a cabo en la mayoría de los países de la región se enmarcan en el proceso de globalización de la economía mundial que favorece la liberalización de los mercados, la eliminación de los monopolios estatales, la promoción de la inversión privada y la reducción de la actividad empresarial del Estado. Sin embargo, se observan diferencias importantes en la aplicación de estas reformas, por la influencia de factores tales como la dotación de reservas y la relación producción/consumo de los derivados del petróleo y el gas natural, el tamaño del mercado interno, el nivel tecnológico y la experiencia en la industria petrolera y del gas natural.

Reformas al régimen de exploración y explotación de petróleo y gas natural

Los regímenes de exploración y explotación se aplican tanto al petróleo como al gas natural. Por lo general, las diferencias se presentan en los montos de las regalías y en los mecanismos para la determinación del precio de venta del gas natural de primera mano, tomando en cuenta que el gas natural no tiene las mismas características de bien transable a nivel internacional que el petróleo.

Casi todos los países considerados en este artículo -a excepción de México que mantiene el monopolio estatal de PEMEX- han reformado sus regímenes de contratación para la exploración y la explotación de petróleo crudo y gas natural, con el objeto de atraer capital de riesgo para ampliar la disponibilidad de reservas e incrementar las exportaciones o para reducir las importaciones, a fin de obtener un saldo neto de divisas más favorable en sus transacciones energéticas.

La mayoría de los países analizados consideran que son necesarios mayores incentivos para la inversión ante la fuerte competencia que existe por atraer capitales de riesgo en las actuales condiciones de sobreoferta de crudo, bajos precios internacionales del petróleo, innovaciones tecnológicas que permiten un mayor aprovechamiento de las reservas existentes y la eliminación de las barreras a la inversión extranjera en zonas con filiación petrolífera importante (Rusia, China).

En lo esencial, las reformas han incidido en la disminución de las tasas impositivas a los operadores privados y en la libre disponibilidad comercial del crudo y del gas natural extraído; además se tiende a suprimir el monopolio público en las etapas extractivas.

En Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y Perú, en que no había restricciones a la inversión extranjera, los incentivos se han concentrado en los aspectos siguientes:

• Condiciones más flexibles en aspectos técnicos de los contratos: ampliación de los plazos de exploración, eliminación de la obligación de perforar pozos exploratorios, mayor plazo de retención de las áreas en exploración, etc.
• Mayor participación en la producción de petróleo y gas natural u otorgamiento de la propiedad del petróleo y del gas natural a los operadores privados.
• Libre importación y exportación del petróleo, eliminándose, en algunos casos, la obligación de abastecimiento del mercado interno.
• Mayor rentabilidad de los contratos por la baja de las tasas del impuesto a la renta y a las remesas (en algunos casos se eliminó el impuesto a las remesas); la internación temporal de maquinaria (lo que implica el no pago de aranceles), la depreciación acelerada, y otras medidas de exoneración o reducción de tributos.
• Mayores garantías a la inversión extranjera, mediante la suscripción de contratos de estabilidad tributaria, garantía de disponibilidad de divisas, posibilidad de recurrir al arbitraje internacional, entre otros.

 Reformas en el procesamiento industrial, el transporte y la comercialización En todos los países analizados se ha modificado la legislación que rige las actividades de transporte, distribución y comercialización de gas natural. Las reformas tienden a suprimir las barreras a la inversión privada en una actividad que, en muchos países, estaba reservada para las empresas estatales. Se ha favorecido la desregulación de los mercados internos (eliminación de subsidios y control de precios) y se ha permitido el libre comercio -interno y externo- de petróleo y gas natural.

Los precios en boca de pozo del gas natural para el mercado interno han tendido a fijarse en general de acuerdo con los precios internacionales. Sin embargo, la carencia de precios internacionales de referencia para el gas natural -como los que existen para el petróleo- ha aconsejado a algunos entes reguladores a establecer precios de base o precios iniciales para la venta del gas de primera mano.

En todos los países analizados, los gasoductos pueden ser construidos y operados tanto por empresas estatales como por empresas privadas. En Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y Perú no existían restricciones a la participación privada en este rubro, lo que fue reafirmado y ampliado con los cambios legislativos de los años noventa. La novedad radica en la supresión de las barreras que existían en México para que los operadores privados participaran en el transporte, distribución y comercialización del gas natural.

En casi todos los países analizados se han dictado disposiciones jurídicas para regular los mercados de gas natural y las actividades de las compañías privadas en el transporte, la distribución y la comercialización del gas, confiriéndole un estatuto de servicio público.

Los sistemas de reestructuración de las industrias gasíferas están estrechamente vinculados, en los países que se analizan, con el proceso de liberalización de los mercados y la creciente participación del sector privado, sobre todo de los grandes operadores internacionales.

Las características nacionales de reservas, producción y consumo de gas natural, han determinado estructuras diferenciadas en lo que respecta al mercado interno de cada país. Hay también diferencias en cuanto a planes de expansión, ya sea por ampliación del mercado interno o por conexión con otros países de la región. Por lo tanto, no existe un modelo único de reestructuración, pese a que es común la tendencia liberalizadora en favor de la empresa privada.

 Argentina: un país con un mercado maduro

En la Argentina el consumo de gas natural presenta una gran difusión. Argentina cuenta con la mayor red de gasoductos para transporte y distribución (50 000 km) de la región. El gas natural constituye la segunda fuente en importancia para la generación eléctrica en plantas térmicas después del petróleo residual (fuel oil). Se prevé que este combustible penetrará aún más en el mercado y reemplazará volúmenes importantes de combustibles líquidos, con mejores rendimientos en las plantas térmicas.

En 1992 y 1993 se privatizaron las empresas YPF y Gas del Estado. Con la privatización de YPF toda la producción de gas natural quedó en manos de empresas privadas, las cuales disponen libremente de ella. Tres empresas productoras concentran cerca del 81% de la oferta de gas en Argentina: YPF, Pérez Companc y Tecpetrol (64, 11 y 6%, respectivamente).

Con la privatización de Gas del Estado en 1992 se produjo la separación de las actividades de transporte y distribución. La privatización supuso la venta de los dos gasoductos más importantes a empresas distintas -Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS)- las mismas que cuentan con una red de gasoductos que conectan los centros productores con las diferentes ciudades del país. A mediados de los años noventa esas empresas transportaban, respectivamente, alrededor del 65 y el 35% del gas natural producido en Argentina.

La privatización de las redes de distribución de Gas del Estado implicó su venta a ocho empresas distintas:

Metrogas, Gas Natural BAN, Camuzzi Gas Pampeana,

Camuzzi Gas del Sur, Litoral Gas, Centro,

Cuyana y Gasnor.

Las tres primeras representan el 54% del gas distribuido en el país.

El transporte y la distribución de gas natural son considerados como actividades de servicio público, por lo cual el Estado ejerce una importante función reguladora, encargada al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) en aspectos relacionados con las concesiones, acceso a las redes de transporte y distribución, tarifas y protección del consumidor.

 Bolivia: La prioridad de la exportación de gas natural.

Con reservas de unos 110 000 MMm3 Bolivia ocupa el séptimo lugar en América Latina. El gas natural tiene una gran importancia en la producción de energía primaria (58% del total), seguido por el petróleo (24%) y la hidroenergía y la leña (6 y 7%).

La mayor parte de la producción de gas natural no se consume en el país, sino que se exporta a Argentina y a Brasil; además, hay compromisos de abastecimiento con Paraguay, aunque en bastante menor medida. Es por ello que la participación del gas natural en la oferta nacional de energía primaria alcanza a sólo 25% mientras que el petróleo representa el 42%.

Como resultado del proceso de capitalización de YPFB -en 1996 y principios de 1997- las empresas privadas controlan actualmente toda la producción de

gas natural en virtud de contratos de riesgo compartido con YPFB.

La nueva Ley de Hidrocarburos (Nº 1689, de 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 del mercado; se norma tanto la exportación como el consumo interno, con una clara orientación a favor de las exportaciones. La Ley determina que los productores deberán satisfacer la demanda de gas natural que deriva de los compromisos de exportación del Estado boliviano.

La construcción del gasoducto Santa Cruz-São Paulo es uno de los proyectos más importantes de Bolivia de los últimos 20 años y prevé el aprovisionamiento de 105 000 MMm3 (3.7 billones de pies cúbicos).

El gasoducto, de 3 700 km de longitud, requiere una inversión de 2 000 millones de dólares. El acuerdo tiene una duración de 20 años. En los primeros ocho años se exportarían 8 MMm3 diarios y en los 12 años restantes 16 MMm3 diarios, lo cual hace un total de 93 000 MMm3 para todo el período.

Se proyecta construir un gasoducto a Paraguay. En septiembre de 1996, ambos gobiernos firmaron un contrato para la exportación de gas natural por 2.4 MMm3 diarios. El volumen subiría hasta 3.3 MMm3 en un plazo de 10 años.

Se trata de convertir a Bolivia en un centro de conexión de los proyectos de integración energética del gas natural. También se desarrollará el mercado interno, siempre y cuando ello no implique postergar la integración energética regional.

 Colombia: Hacia la masificación del consumo de gas natural

Las reservas de gas natural de Colombia, con 214 000 MMm3, la sitúan en cuarto lugar entre los países de la región. El gas natural ocupa el tercer lugar entre los productos de energía primaria de Colombia con cerca del 10% del total; la participación del petróleo es de casi 49% y el carbón mineral aporta el 26%. Luego vienen la leña y la hidroenergía con el 7% y el 5%.

La producción de gas natural (7 674 MMm3 en 1995) se destina íntegramente al consumo interno. El petróleo aporta 43% de la oferta total de energía primaria, y el gas natural 13%, proporción similar a la del carbón (13.4%) y la leña (13.3%). Los productores de gas natural han suscrito contratos de asociación para entregar el producto a un precio determinado a ECOPETROL, empresa que determina las formas de transporte y distribución del producto en el mercado interno.

Desde 1991, Colombia busca incrementar el consumo interno de gas natural. Para ello, aprobó el programa para la masificación del consumo de gas cuyo objetivo principal es promover una matriz de consumo de energía más eficiente mediante la sustitución por gas de recursos energéticos de alto costo. Específicamente, se pretende masificar el consumo de gas propano aumentando la producción y la importación del combustible; optimizando el uso de las reservas disponibles de gas natural con la construcción de una red troncal de transporte de cobertura nacional; promoviendo la participación privada en las diferentes inversiones que prevé el plan, y logrando la equivalencia entre los precios y los costos reales de producción y prestación de los servicios.

La empresa estatal de petróleo, ECOPETROL, está encargada de desarrollar el programa de masificación del consumo de gas. En 1992, el Ministerio de Minas y Energía aprobó el plan general de transporte de gas natural, según el cual ECOPETROL debe desarrollar la red troncal nacional. Con esta red se abasteció a 517 000 consumidores en 1995 y se espera llegar a 2 millones en el año 2000, con una inversión total estimada en unos 3 mil millones de dólares, a lo que debe agregarse la instalación de plantas termoeléctricas que serán alimentadas con gas natural según se prevé en el plan de expansión de energía eléctrica 1995-2007.

La estrategia gasífera de Colombia se basa en la siguiente división de tareas:

i) El sistema de transporte será desarrollado por ECOPETROL de manera directa o a través de inversiones privadas por medio de sistemas conocidos como el BOT (Build-Operate-Transfer) o similares, y por concesiones otorgadas por el Ministerio de Minas y Energía.

ii) La construcción y operación de las redes de distribución urbana estarán a cargo de empresas privadas o mixtas, en las que pueden participar los departamentos o municipios.

iii) Se creará una nueva entidad encargada de la administración del sistema de transporte y comercialización del gas con participación del sector privado.

iv) Se instituirá un sistema de regulación especial así como una legislación independiente para la industria del gas natural.

Colombia proyecta un aumento considerable del mercado interno del gas natural, aprovechando las grandes reservas del país. ECOPETROL tiene un papel importante que cumplir, pues se encargará de construir los gasoductos y promover la iniciativa privada. Ya está en vigencia la legislación para regular el transporte y la distribución de gas natural.

 Chile: Dependencia energética y sustitución de fuentes

Las reservas de gas natural de Chile ascienden apenas a 48 000 MMm3. El gas natural ocupa el segundo lugar en la producción de energía primaria con 24% del total; le aventaja la leña con poco más del 38%, hidroenergía aporta el 20%, el carbón mineral el 11% y el petróleo un poco menos del 7%.

Para satisfacer las necesidades energéticas del mercado interno, Chile importa alrededor de 180 000 barriles diarios de petróleo; esa fuente cubre el 46% de la oferta total de energía primaria, seguida de la leña y el carbón mineral con 19% y 15%, respectivamente.

El gas natural y la hidroenergía contribuyen con un 10% cada uno. Chile se ha propuesto aumentar el consumo interno de gas natural, basándose en la importación de gas natural de Argentina. En julio de 1995, los gobiernos de Chile y Argentina suscribieron un protocolo por el cual se liberaliza el intercambio de gas natural, lo que implica que no se imponen restricciones para que productores y compradores de las dos naciones negocien libremente volúmenes, transporte, precios, lugar de origen y condiciones de los correspondientes contratos comerciales. El desarrollo de la industria de gas natural en Chile está enteramente en manos de la empresa privada, y en ese proceso la integración gasífera con Argentina cumple un papel fundamental. El gasoducto pionero entre Chile y Argentina fue el de Tierra del Fuego, tendido en virtud de un consorcio formado por YPF y Bridas de Argentina y Chauvco de Canadá. En los últimos años se han construido tres gasoductos entre Argentina y Chile. En agosto de 1997 se inauguró el gasoducto de propiedad de GasAndes, consorcio integrado por las empresas argentinas Techint y Compañía General de Combustibles, Novacorp  de Canadá y las chilenas Gasco y Chilgener. Este gasoducto, que abastece el mercado de Santiago, el más importante del país, introducirá grandes modificaciones en el balance energético chileno pues impulsará la construcción de centrales térmicas para la producción de electricidad, lo que favorecerá la sustentabilidad del proceso de aprovechamiento energético.

En febrero de 1997 se suscribió el contrato entre la empresa chilena ENDESA y el consorcio norteamericano CMS Energy para construir un gasoducto entre la provincia argentina de Salta (Campo de Durán) y la provincia de Atacama, en el norte de Chile. El objetivo principal del proyecto es abastecer centrales térmicas y empresas mineras del norte, donde se concentra el 30% de la producción mundial de cobre. Se calcula que la inversión total asciende a 900 millones de dólares.

El gasoducto del Pacífico (GasSur) unirá los campos de Neuquén con la localidad de Bío-Bío, en el sur de Chile. Tendrá una longitud de 530 km y la inversión será de 400 millones de dólares. El consorcio, liderado por Nova International (Canadá), junto con Gasco, YPF y El Paso Energy, invertirá otros 44 millones de dólares en servicios de gas natural (transporte y comercialización), así como en GasSur, un sistema de distribución comercial y residencial para la ciudad de Concepción (Petroleum Economist, varios números).

 México: Participación privada en el transporte y distribución

El consumo de energía primaria de México se caracteriza por el claro predominio del petróleo con 69% del total (OLADE, 1996b). El gas natural representa el 16% y el gas asociado y el gas no asociado cerca del 3% del consumo total, mientras que los condensados contribuyen con 2%. Así, en conjunto, los hidrocarburos representan el 90% del consumo nacional de energía primaria. El 10% restante está constituido por la hidroenergía (3%), leña (3%), bagazo de caña (1%) y otros tipos de energía (1%).

El renglón más importante en el consumo de gas natural es la extracción de licuables, los consumos propios del sector, el empleo de combustible en la generación de electricidad y los consumos finales no energéticos.

Otro rubro importante es el de consumo industrial, en el que destaca la demanda de la industria petroquímica.

El gas natural no ha logrado penetrar en el sector residencial y su empleo en el transporte es nulo. La totalidad de las importaciones y exportaciones de gas natural efectuadas por México provienen de los Estados Unidos o se dirigen a este destino.

La producción de gas natural sigue siendo un monopolio estatal a cargo de PEMEX, no habiéndose producido ningún cambio en ese régimen en lo que va de los años noventa. Sin embargo, se han producido importantes modificaciones en el transporte y la comercialización del gas natural. En 1995 el Congreso aprobó la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional, permitiendo que el transporte, almacenamiento y los vendedores y compradores negociarán y contratarán el precio de compraventa del gas, los volúmenes involucrados, las garantías necesarias y otras condiciones comunes a este tipo de contratos, así como el transporte de gas, incluido los gasoductos correspondientes, desde los puntos de entrega a los centros de consumo.

El gas abastece la planta de Methanex Chile Limited, subsidiaria de Methanex Corporation del grupo Nova, que se encuentra en Punta Arenas en el Chile austral. El ducto tiene 109 km pero se añadirán otros 106 km entre Poseidón y Cabo Negro para transportar 2.9 millones de metros cúbicos diarios desde 1999. El despacho comercial se inició en enero de 1997. Véase Latinominería (varios números), distribución de gas natural puedan ser llevados a cabo -previa aprobación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)- por los sectores social y privado, que podrán construir, operar y ser propietarios de ductos, instalaciones y equipos, en los términos de las disposiciones reglamentarias, técnicas y de regulación que se expidan. Esta medida fue complementada con la asignación de nuevas funciones y atribuciones a la Comisión Reguladora de Energía y con la expedición del Reglamento de Gas Natural, en noviembre de 1995.

Los cambios en la legislación son indicativos del impulso que se le quiere dar al consumo interno de gas natural, que todavía sólo abastece el 4% del consumo de energía residencial y no ha penetrado aún en el transporte. Habría, pues, fundadas expectativas de una ampliación futura de la demanda interna.

La reforma no abarca los aspectos relacionados con la explotación y producción de gas natural, que seguirán siendo de exclusiva responsabilidad de PEMEX.

Sin embargo, las empresas privadas podrán construir y poseer nuevos gasoductos como complemento de la red troncal de 12 000 km de PEMEX. Las empresas privadas tendrán libre acceso a la red de PEMEX, así como ésta lo tendrá a los ductos de las empresas privadas. PEMEX estima que éstos y otros proyectos podrían generar inversiones privadas por unos 4 000 millones de dólares en los próximos años.

La nueva política pone término al monopolio estatal del transporte y la distribución del gas natural en México. Presumiblemente PEMEX no participará en la construcción de nuevos ductos, salvo en casos excepcionales relacionados con la producción de petróleo y gas.

Perú: Predominio de la iniciativa privada y desarrollo del mercado interno

Las reservas de gas natural de Perú ascienden a 201 000 MMm3 y les corresponde el quinto lugar en América Latina. La mayor parte de las reservas son las de Camisea, en el Cuzco, cuya fase de explotación está por iniciarse. Se estima que las reservas de gas natural y condensados de Camisea podrían llegar a unos 340 000 MMm3 (12 billones de pies cúbicos) y 650 millones de barriles, respectivamente. El gas natural tiene hoy escasa importancia en la producción de energía primaria en el Perú con una participación de poco menos del 2%. La fuente principal es el petróleo, que representa el 50% seguido por la leña con 31% y la hidroenergía con 12%; corresponde a los productos derivados de la caña de azúcar y otras fuentes el porcentaje restante.

La producción de gas natural es muy pequeña: unos 258 MMm3 a mediados de los años noventa.7 Su participación en la oferta total de energía primaria representa sólo 1.4% frente a una contribución del petróleo que alcanza al 53% y a una participación de 28% y 11%, respectivamente, de la leña y la hidroenergía.

La explotación del gas de Camisea es una pieza fundamental de la política energética peruana ya que permitirá aumentar las reservas de gas natural y de condensados, impulsar la reconversión energética hacia combustibles más limpios y generar divisas por las probables exportaciones.

En mayo de 1996 se firmó un contrato de licencia, por cuarenta años, con el consorcio SHELL/MOBIL para la explotación del yacimiento de Camisea; en las tres etapas del contrato se proyectó una inversión total de 2 400 millones de dólares. En este contrato el Estado se abstuvo de participar en la inversión y dejó la ejecución en manos del consorcio.

A mediados de julio de 1998, el consorcio SHELL/MOBIL, al término de la primera etapa y tras arduas negociaciones entre las partes, decidió no continuar con la segunda etapa, con lo cual el contrato se dio por terminado. El consorcio consideró que, en las actuales condiciones, el proyecto de Camisea otorgaba una rentabilidad del 8.4% para la inversión en el proyecto, la cual no era aceptable, pues no le permitiría la recuperación de la inversión en los plazos deseados.

Para seguir adelante con la segunda etapa, el consorcio demandaba una serie de nuevos incentivos, como la aceptación gubernamental de un precio para el gas natural que no se ajustaba a lo establecido en el contrato; la participación en la distribución del gas en Lima; la posibilidad de exportar gas a Brasil mediante la interconexión con el gasoducto Santa Cruz-São Paulo; y reformas de la legislación eléctrica peruana para garantizar un precio del gas natural que le permitiera competir con otros combustibles en el abastecimiento de energía a las centrales termoeléctricas. En agosto de 1998 se formó una Comisión de Alto Nivel encargada de sacar adelante una licitación internacional para el desarrollo de este recurso, lo cual se prevé para septiembre de 1999.

En 1998 comenzó la producción de gas natural de los campos de Aguaytía. La inversión ejecutada permitirá la explotación de 6 314 MMm3 (223 000 millones de pies cúbicos). Se estima que la producción anual.  La mayor parte de la producción está destinada al consumo de la propia industria petrolera, abasteciendo también a la ciudad de Talara en el norte del país, será de 569 MMm3 cúbicos (1.58 MMm3 diarios) y que se obtendrán además 4 000 barriles diarios de gas licuado de petróleo (GLP). El gas será usado para operar dos centrales termoeléctricas: una para la ciudad de Pucallpa y la otra en Aguaytía. Esta última, con capacidad de 140 MW, se enlazará con el sistema eléctrico interconectado centro-norte (SICN).

Al momento de redactar este artículo no existía un marco regulatorio para la industria del gas natural en sus fases de producción, transporte, distribución y comercialización. En diciembre de 1996 se promulgó la Ley 26734 que creó el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG); su función es fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones jurídicas y técnicas relacionadas con las actividades de los subsectores de electricidad e hidrocarburos, así como de las normas de conservación y protección del medio ambiente.

Sin embargo, entre sus atribuciones no está la de fijar las tarifas para el transporte y distribución del gas natural, ni la de otorgar concesiones.

 El auge de las inversiones en gas natural y la integración energética regional

En América Latina el gas natural se ha usado predominantemente en la industria, sobre todo en la petroquímica, salvo en Argentina donde, desde hace muchos años, se registra un uso comercial y residencial importante.

El gas natural no era utilizado para la generación de energía eléctrica, pues predominaban las centrales hidroeléctricas, y las térmicas utilizaban combustibles derivados del petróleo (fuel oil) y carbón.

En los últimos años, ha ido creciendo significativamente la demanda de gas natural para la generación de energía eléctrica. Se estima que los países de la región requerirían más de 90 GW de potencia en el período 1995-2005 y de 24 GW para el período 2005- 2010, que deberán ser abastecidos en su mayoría por el sector privado (Kurtz, 1997). Esta demanda podría ser satisfecha con centrales térmicas a gas natural, considerando sobre todo que serían muy limitadas las posibilidades de desarrollo de proyectos hidroeléctricos.

Se espera, asimismo, que la construcción de las centrales térmicas a gas natural contribuya a reducir las tarifas de electricidad, pues ese combustible es más barato que el fuel oil que se usa en las centrales térmicas que suelen abastecer al mercado en las horas de punta.

La preferencia por el gas natural se debe, entre otros motivos, al alto costo de las obras de generación hidroeléctrica; a la nueva política de los organismos multilaterales de desarrollo (Banco Mundial y Banco Interamericano de Desarrollo) que supone el virtual cese del financiamiento de proyectos hidroeléctricos; a las innovaciones tecnológicas en las centrales térmicas de ciclo combinado, de construcción más rápida y de menor costo que las centrales hídricas; a las mejoras en los sistemas de transporte y distribución del gas natural y a la menor contaminación del medio ambiente que produce el gas natural, en relación con el carbón y el fuel oil.

Los planes nacionales para elevar el consumo de gas natural coinciden con diversas iniciativas que impulsan una mayor integración energética regional, como la proliferación de gasoductos que conectan países productores con países consumidores. Los proyectos de inversión de gas natural identificados en la región ascienden a más de 29 000 millones de dólares (cuadro 2). En su mayoría, se trata de inversiones en gasoductos, ya sea internacionales o nacionales. En esta cifra no están incluidas las inversiones en proyectos relacionados, como la construcción de centrales térmicas o el desarrollo de complejos petroquímicos (la excepción la constituyen los proyectos petroquímicos en Argentina y en Trinidad y Tabago).

Uno de los usos más importantes del gas natural estará estrechamente ligado a la generación de energía eléctrica en todo el mundo. El pronóstico de inversiones eléctricas mundiales asciende a 2.28 billones de dólares para el período 1995-2010, de los cuales cerca de dos terceras partes serán realizadas en los países en desarrollo. Para América Latina, el monto de la inversión prevista en proyectos eléctricos es de 203 000 millones de dólares para el mismo período, de los cuales 23 000 millones corresponderían a proyectos de centrales térmicas a gas natural (Estados Unidos, Departamento de Energía, 1998).

 Los regímenes regulatorios de la industria de gas natural en América Latina

Principios y objetivos de la regulación

Al momento de redactar este informe, sólo Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y México contaban con leyes para regular los mercados de transporte y distribución de gas natural. En Perú y Venezuela aún no han sido promulgados los dispositivos correspondientes. Los principios de la regulación gasífera son similares en casi todos los países analizados. Se trata de dar 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 para garantizar la libre competencia, impedir los eventuales abusos de una posición dominante en el mercado, y favorecer la continuidad y calidad de la prestación de los servicios. Cuando no es posible que estos se ofrezcan en condiciones de competencia es indispensable que intervenga el Estado para que las operaciones sean eficientes, lo que implica la optimización de la relación calidad-precio.

Para el desarrollo de esta sección se han consultado los dispositivos legales y las publicaciones de los entes y ministerios de los países analizados. La lista completa puede encontrarse en Campodónico (1998).

Los programas de acción de los entes reguladores se basan en los principios de la regulación gasífera que comprenden, entre otros: una utilidad justa o razonable; competencia; eficiencia y racionalidad; optimización de la calidad; confiabilidad, seguridad y continuidad del servicio; acceso sin discriminaciones; y cobertura máxima. Alrededor de estos principios los marcos reguladores contemplan objetivos como:

• Favorecer los intereses y derechos de los usuarios mediante el mejoramiento de la calidad del servicio público y su disposición final para asegurar una mejor calidad de vida a los usuarios;
• Promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural evitando el abuso por una posición dominante en el mercado;
• Propender a una mejor operación, confiabilidad, 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 que las tarifas que se apliquen sean 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 reducción de 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 a largo plazo.

Las legislaciones vigentes no incluyen un tratamiento explícito de los asuntos relacionados con la equidad social y la participación de los usuarios, salvo en Colombia, donde la legislación señala que debe ampliarse permanentemente la cobertura aplicando mecanismos que compensen la insuficiente capacidad de pago de los usuarios y debe garantizarse a los usuarios el acceso adecuado a los servicios y la participación en su gestión y fiscalización.

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 se considerade interés general, y se rige de acuerdo con las normas convencionales del mercado y la competencia, por lo que no está sujeta a regulación. En términos concretos, esto significa que el precio del gas natural en boca de pozo -llamado también precio del gas de primera mano- se rige por leyes de la oferta y la demanda.

El transporte y la distribución del gas natural son considerados actividades de servicio público y por lo tanto, son objeto de regulación por parte del Estado.

Establecimiento de entes reguladores

En todos los países que cuentan con marcos regulatorios se han creado entes reguladores cuya constitución es variable según sea la forma de organización del Poder Ejecutivo. Sin embargo, tienden en general a contar 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) y en Chile, la regulación es ejercida por una comisión interministerial. Presentan también particularidades de financiamiento. En algunos casos dependen del presupuesto general, pero en otros (Bolivia y Colombia) se financian con aportes de las empresas reguladas.

En Argentina se constituyó el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) ubicado en el ámbito del Ministerio de Economía, Obras y Servicios Públicos.

En Bolivia existe la Superintendencia de Hidrocarburos, perteneciente al Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE) que es parte del Poder Ejecutivo, bajo la función del Ministerio de Hacienda y Desarrollo Económico.

En Colombia existe la figura jurídica de Empresa de Servicio Público que tiene una legislación específica. En el sector actúa la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible, adscrita al Ministerio de Minas y Energía como una unidad administrativa especial, con independencia administrativa, técnica y patrimonial.

Además, se constituyó la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios que, por encargo de la Presidencia de la República, ejerce el control, inspección y vigilancia de las entidades que prestan esos servicios. En Chile no existe un ente regulador especializado en la industria del gas natural. La Comisión Nacional de Energía, dirigida por un Ministro Presidente de la Comisión, se ocupa de la regulación en tanto que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, adscrita al Ministerio de Economía, ejerce funciones de fiscalización. En México, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) tiene a su cargo la regulación del gas; es un organismo descentralizado de la Secretaría de Energía, que a su vez es una dependencia del Poder Ejecutivo.

Las funciones de los entes reguladores son similares en casi todos los países analizados; a saber:

• Otorgar concesiones y 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  

servido por nilda gioconda 43 comentarios compártelo