Presentación Diagnóstico y estrategia de desarrollo de largo plazo del sector gas en Colombia. Asesor Guillermo Perry

1

Diagnóstico y estrategia de desarrollo de largo plazo del sector gas

Guillermo PerryAlberto BrugmanMarcela Meléndez

Pablo Roda

NaturgasDiciembre de 2010

2

CONTENIDO

1. Introducción La participación creciente del gas en el consumo de energéticos a nivel global y nacional.

2. Entre la escasez y la abundancia• Percepciones de escasez en el corto plazo.

• Potencial de largo plazo: ¿país exportador?

3. La necesidad de holgura para atender la volatilidad de la demanda del sector eléctrico

4. Integración internacional y poder de mercadoLargo plazo y tránsito.

5. De la planeación centralizada a la regulación para un mercado maduro y competitivo: cómo restablecer el balance.

3

LA PARTICIPACIÓN CRECIENTE DEL GAS EN EL CONSUMO DE ENERGÉTICOS

Consumo de energéticos a nivel mundial tendencias y proyecciones

4

Fuente: International Energy Agency, Key Energy Statistics, 2009

El mercado internacional del GNL

5

Mercado GNL a nivel mundial

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PR OYECCIO N ES D EL W TI & H EN R Y H UB

W TI (US$ 2 0 1 0 /BA RRIL ) GA S - HENRY HUB (US$ 2 0 1 0 /M BTU)

La importancia creciente de los gases no convencionales

6

China, Canadá y EEUUProducción de gas natural en el mundo

Fuente: EIA, International Energy Outlook, PPW, Slide 13

7

Tendencias nacionales: crecimiento de la participación del gas en el

consumo final de energía

Proyección demanda final de energía

Fuente: UPME, Cadena del Petróleo, 2009

8

Crecimiento continuo del consumo de gas en el sector industrial, residencial y GNV;

pero alta volatilidad en el consumo del sector

eléctricoCrecimiento del consumo de gas

por sectores

Composición generación eléctrica Enero-Abril 2009

Composición generación eléctrica Enero-Abril 2010

9

ENTRE LA ESCASEZ Y LA ABUNDANCIA

POTENCIAL DE LARGO PLAZO¿COLOMBIA, UN PAÍS EXPORTADOR O IMPORTADOR DE

GAS?

10

Percepción actual de escasez Causas y posibles

consecuencias1. Causas Varias:

• Racionamiento reciente y su manejo: incumplimiento de contratos y reducción forzada del consumo industrial!.

• Decreto 2687 del 2008 y declaratorias de gas: no hay gas en firme para renovar los contratos actuales a su vencimiento (2013)!

• El gas no convencional no se toma en cuenta.

• Anuncios de política:

• No más plantas termoeléctricas a gas.

• Cambio radical regulación: incertidumbre.2. Consecuencias: profecía autocumplida?

• Se frena la expansión del mercado.

• Se encarecen los costos unitarios del transporte y se reduce aun más la demanda.

• Hay menores incentivos a exploración y desarrollo.

11

En contraste con el potencial de reservas y recursos de gas

convencional RESERVAS A DIC./2010 POTENCIAL

Probadas 4,737 GPC MEDIO 10,466 GPCProbables 2,903 GPC BAJO 7,194 GPCPosibles 820 GPC ALTO 546,364 GPCTotal 8,460 GPC

FUENTE: UPME (ANH)Fuente: UPME (ANH)

12

Y con el potencial de gases no convencionales en el largo

plazo

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos

El nivel actual de exploración hace probable el descubrimiento de

nuevas reservas de gas convencional

13

Fuente: Ecopetrol, Unique story of Transformation, Growth and Strength Presentación Londres, Mayo 24, 2010.

14

Proyección de escenarios(con modelacion conjunta de los sectores electrico y

gas y“feedback loops” entre oferta, precios y demanda)

Fuente: Cálculos Capítulo 2

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2030

ESCENARIOS DE DEMANDA Y OFERTA (GBTUD)

OFERTA BAJO

OFERTA BAJO & VNZ

OFERTA MEDIO & GMC

OFERTA ALTO & LLANOS

OFERTA ALTO & CARIBE

Demanda Bajo

Demanda Bajo & VNZ

Demanda Medio & GMC

Demanda Alto & Llanos

Demanda Alto & Caribe

15

Resultados escenarios: demanda, oferta nacional y fecha a partir de la cual se requieren importaciones

permanentes.

Proyecciones de precios domesticos:diferencias mayores entre los escenarios en que el pais requiere importaciones permanentes y en el

que es exportador neto

16

17

Diferencias de elasticidades precios de demanda por sectores: el consumo industrial se reduce significativamente en los

escenarios de precios altos.Demanda Agregada Demanda Residencial

Demanda Comercial Demanda Industrial

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300 350 400 450 500 550 600

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en

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BTU

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30

0 50 100 150 200 250

Incr

em

en

tos

Pre

cio

(U

SD

/MB

TU

)

MPCD

18

Perdida de demanda potencial en el Escenario Bajo: precios determinados por

importaciones permanentes.

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2030

DEMANDA DE GAS NATURAL (GBTUD)

POTENCIAL REAL

19

Conclusiones de los estimativos de elasticidades precio de la demanda

• Los resultados econométricos y los de precios de indiferencia permiten afirmar que los consumos residenciales son inelásticos (-0.12) y los industriales muy elásticos (-1.96).

• Es importante hacer un esfuerzo por asegurar el suministro doméstico de gas para evitar precios elevados determinados por importaciones permanentes que reduzcan la penetración del Gas Natural.

• Una menor demanda implica financiar los costos fijos de toda la cadena con base en precios unitarios más altos, lo que deprime aún más la demanda.

20

Escenario Bajo Fuentes actuales

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PRODUCCION MEDIA DE GAS (MPCD)

GAS_EXPORT

GNL_CARIB

CHUCHUPA

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CAPACIDAD vs DEMANDA MAX. MENSUAL (GBTUD)

DEM. GAS 3% PSS

CAP. DOMÉSTTICA

CAP. DOM. + IMP.

DEM.MAX.

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Escenario Medio Incluyendo Gas Metano de Carbon de

La Loma

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GAS_EXPORT

GNL_CARIB

CHUCHUPA

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GIBRALTAR

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DEM. GAS 3% PSS

CAP. DOMÉSTTICA

CAP. DOM. + IMP.

DEM.MAX.

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Escenario AltoDescubrimientos esperados Caribe

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GAS_EXPORT

GNL_CARIB

CHUCHUPA

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DEM. GAS 3% PSS

CAP. DOMÉSTTICA

CAP. DOM. + IMP.

DEM.MAX.

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GAS_EXPORT

GNL_CARIB

CHUCHUPA

CESAR

GIBRALTAR

CRECIENTE

SUR

BARRANCA

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Oct

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DEM. GAS 3% PSS

CAP. DOMÉSTTICA

CAP. DOM. + IMP.

DEM.MAX.

23

Recomendación 1 Incentivar la búsqueda de gas con

perspectivas de exportación

Plena libertad de exportación, siempre que:• R/P>7 años (o cifra revisada), medido con estándares

internacionales.

• Interrumpibildad bajo condiciones hidrológicas adversas: compensaciones adecuadas.

Decreto 2730 de 2010 avanza en dirección correcta, pero…

• Deja abierta la posibilidad de negar autorizaciones por razones no previstas explícitamente, lo que mantiene un grado inconveniente de discrecionalidad.

• Estipula una compensación por interrumpibilidad igual al precio del sustituto más económico del importador, que puede resultar muy baja.

itfsa

(Cambiar)

24

Recomendación 2Promover la exploración y desarrollo

de gases no convencionales

1. El decreto 2730 del 2010 recogió la mayor parte de las recomendaciones de nuestro Informe de Progreso.

2. La UPME debe incorporar plenamente estos recursos en los planes indicativos del sector.

3. La ANH debe descongelar pronto las áreas promisorias de gases no convencionales como lo dispone el decreto 2730 del 2010, clarificando su marco contractual con respecto a regalías (nivel intermedio entre explotaciones de gas convencional on shore y off shore?), tamaño de áreas (mas extensas) y periodos de evaluación (mas largos).

itfsa

Cambiar

25

Recomendación 2Promover la exploración y desarrollo

de gases no convencionales

4. El Ministerio y la CREG deben adaptar pronto las regulaciones para tomar en cuenta sus características específicas, como lo dispone el decreto 2730 del 2010:

• Se debe poder comprometer cantidades crecientes en firme, así no haya capacidad inicial suficiente.

• Se requieren contratos no interrumpibles por el lado de la demanda. No sirve el “take or pay”.

• No se pueden atender demandas volátiles con gases no convencionales (como las de plantas térmicas que no se despachen en la base del sistema).

• Se deben permitir negociaciones bilaterales (eximir de subastas de liberación de capacidad).

• Se deben establecer procedimientos expeditos para coordinar las actividades de los concesionarios de licencias de carbón y de gas metano asociado al carbón.

itfsa

Cambiar

26

Recomendación 3 Despejar la incertidumbre para el

mercado doméstico

1. Adoptar soluciones diferentes a las necesidades de firmeza en el sector eléctrico (desarrollando las disposiciones de los decretos del 2010). Ver abajo

2. Facilitar la declaración y contratación de gas en firme para consumos regulares.

3. Clarificar las señales de política a largo y mediano plazo: documento CONPES, Plan de Desarrollo , revisión de los decretos del 2010.

4. Desarrollo gradual y consultado del nuevo marco regulatorio.

itfsa

Cambiar

27

LA NECESIDAD DE HOLGURA PARA ATENDER LA VOLATILIDAD DE LA DEMANDA DEL SECTOR ELÉCTRICO

28

La alta volatilidad de la demanda de gas del sector eléctrico

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l-08

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l-09

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CONSUMO DE GAS EN GENERACIÓN ELÉCTRICA (GBTUD)

COSTA INTERIOR TOTAL

Consumo histórico de gas en generación eléctrica (GBTUD)

0100200300400500600700800

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04/2

030

DEMANDA DE GAS PARA TERMOELECTRICIDAD (GBTUD)

PROMEDIO 3% PSS

29

Evaluación preliminar e indicativa de alternativas de suministro de gas

flexibleSerie Típica

Demanda de Gas para Electricidad utilizada para

los estimativos preliminares

Flujos y “Stock” de gas almacenado: resultado de

las simulaciones preliminares

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350

Jan-11 Sep-13 Jun-16 Mar-19 Dec-21 Sep-24 Jun-27 Mar-30

GBT

U

GBT

UD

Extracción Inyección Stock

Fuente: procesamiento de los consultores de los resultados del MPODE

Fuente: Procesamiento de los consultores

30

Estructura de costos indicativos para las opciones de

almacenamiento

VPN Costo inyección

(USD MM)

VPN Costo transporte al

almacenamiento(USD MM)

VPN Costo transporte al generador(USD MM)

VPN CAPEX(USD MM)

VPN OPEX(USD)

VPN Valor de salvamento(USD MM)

VPN Costo Total (USD MM)

Costo Unitario Promedio Gas USD/MBTU

Costa79.09 12.36 213.88 35.1 19.74 -8.04 352.12 29.4422.5% 3.5% 60.7% 10% 5.6% -2.3% 100%

Magdalena Medio122.82 31.5 31.66 24.65 13.87 -5.86 218.64 26.0256.2% 14.4% 14.5% 11.3% 6.3% -2.7% 100%

Sur72.31 12.91 74.08 76.33 42.94 -2.82 275.75 48.7926.2% 4.7% 26.9% 27.7% 15.6% -1% 100%

31

Estructura de costos indicativos para las opciones de importación

de GNL (Cartagena)

VPN Costo Gas Contratado(USD MM)

VPN Costo transporte(USD MM)

VPN Costo Alquiler Barco

VPN CAPEX(USD MM)

VPN OPEX(USD)

VPN Valor de salvamento(USD MM)

VPN Costo Total (USD MM)


Costa124.52 5 9.62 74.58 25.34 0 239.05 19.9852.1% 2.1% 4% 31.2% 10.6% 0% 100%

Magdalena Medio87.47 42.83 5.67 52.39 17.8 0 206.14 24.5342.4% 20.8% 2.7% 25.4% 8.6% 0% 100%

Sur58.84 104.33 3.38 35.24 11.97 0 213.76 37.8227.5% 48.8% 1.6% 16.5% 5.6% 0% 100%

32

Estructura de costos indicativos para la opción de importación de gas flexible desde Venezuela (a

precio de Fuel Oil)

VPN Costo gas contratado(USD MM)

VPN Costo transporte (USD MM)

VPN Costo total(USD MM)


Costa162.68 7.35 170.04 14.2195.7% 4.3%

Magdalena Medio124.78 42.83 167.61 19.9574.4% 25.6% 100%

Sur83.94 104.33 188.27 33.3144.6% 55.4% 100%

33

1. Sustitución temporal de consumos contratados en firme por refinerías e industrias: a costo Fuel Oil 6 (US$ 14/MBTU neto de impuestos). Solución parcial: Hasta unos 40 GBTUD hoy en día?

Opciones: pros y contras

2. Uso de líquidos: principalmente Fuel Oil 2 a US$ 18/MBTU (neto de impuestos). Solución parcial: Hasta unos 200 GBTUD hoy en día? Volumenes mayores requieren Costos fijos adicionales y resolver problemas logísticos (por estudiar)3. Almacenamiento• Yacimientos agotados: problemas técnicos y alto costo financiero:

US$ 29/MBTU en Costa, US$ 26/MBTU en Magdalena Medio y US$ 49 /MBTU en el Sur) – incluyendo el costo del gas en boca de pozo (4.5USD/MBTU), el costo de oportunidad del recurso y costos de capacidad de transporte e infraestructura de almacenamiento. Solución parcial, especialmente para Magdalena Medio?

• Yacimientos en producción: problemas técnicos, alto costo de oportunidad, dificultades para estimar costo marginal - atractivo bajo.

• En plantas de regasificación o satélites: alto costo de inversión vs. ventajas de cercanía a centros de consumo (redespachos). Atractiva solo en caso de importaciones permanentes. Mas atractiva para plantas en la Costa Atlantica

34

4. Importaciones ocasionales• Venezuela: bajo costo (a precio de Fuel Oil 6 a US$ 14/MBTU ) vs.

confiabilidad.

• GNL y plantas de regasificación en tierra: alto costo de inversión.

• GNL y barcos con plantas de regasificación en la Costa Norte:

• Alquiler Barco: costo intermedio pero ¿cuál es la confiablilidad de los contratos de opción?

• Barco propio: alquilado a otros en épocas normales.

• US$ 20/MBTU en Costa, US$ 24/MBTU en Magdalena Medio, US$37/MBTU en el Sur, incluyendo el precio Henry Hub (US$ 6/MBTU), Prima Flexibilidad (US$ 4/MBTU) y costos de capacidad de transporte e infraestructura de importación.

• ¿Importación de GNL por el Pacífico para el Sur? Requiere estudios adicionales

Opciones: pros y contras

35

Recomendaciones

• CREG• Facilitar alternativas para garantizar firmeza en plantas a gas y

acceder a cargos de confiabilidad (proyecto de resolucion para la alternativa de gas importado).

• Plantas a gas no pueden adquirir gas en firme en las subastas (en caso de optar por esta alternativa) en exceso de su factor de carga habitual.

• Transporte: los cargos fijos (por capacidad contratada) deben remunerar todos los costos fijos y los cargos variables (por capacidad usada) los costos variables.

• ¿Relocalizar (si es necesario con subsidios por una sola vez) las plantas a gas del centro y sur del país? Requiere estudios adicionales

• UPME• Estudios beneficio/costo y prefactibilidad opciones.

• Decreto MME• Adecuar plazos para estudios y regulaciones.

36

PODER DE MERCADO E INTEGRACIÓN INTERNACIONAL

Transición a precios determinados por integración internacional

37

Precio regulado de Guajira vs. net back de exportación y CIF de importación

Fuente: Proyección Media precios EIA (2010) y procesamiento de los consultores

Control de poder de mercadoIntegración internacional

38

Exportaciones• Potencial para mitigar el poder de mercado. Tope bajo: precio FOB

de exportación. Sólo es posible en el Escenario Alto. Importaciones

• Potencial para mitigar el poder de mercado. Tope alto: precio CIF de Importación. Sólo conviene cuando haya necesidad de importaciones permanentes, en razón al tope alto a los precios domésticos y a los riesgos de contar con una infraestructura costosa que pueda eventualmente ser subutilizada gravando innecesariamente a los consumidores.

• Requiere definiciones:

• ¿Quién invierte en infraestructura para la importación? No deben ser productores con posicion dominante en el mercado.

• ¿Cómo se remuneran estas inversiones? Cargos fijos equivalentes a costos fijos y cargos variables para los costos variables.

• Conveniencia de realizar estas inversiones debe ser evaluada con estudios de pre-factibilidad de las opciones alternativas para la importación de gas (UPME).

39

• Subastas simultáneas de liberación de capacidad

• Efectividad potencial: Sujeta a diseño adecuado de la subasta. Inefectiva en situaciones de escasez de oferta o si se comercializa a través de este mecanismo una porción minoritaria del gas disponible. El gas de regalias debe ser comercializado por productores minoritarios.

• Riesgos: Por su complejidad, el buen diseño de la subasta plantea un reto sustancial. La probabilidad de lograr un mecanismo que en efecto contribuya a que el gas se transe a precios similares a los de un mercado competido debe sopesarse contra la probabilidad de introducir incertidumbre al mercado, paralizándolo temporalmente, con los costos que esto puede representar.

• La CREG y el MME deben sopesar cuidadosamente los beneficios y riesgos antes de adoptar una decision final, que debe incluir la posibilidad de no usar este mecanismo (modificando los Decretos del 2010).

Control de poder de mercado Soluciones transitorias

40

• Subastas simultáneas de liberación de capacidad - Principios básicos propuestos (Modificar los Decretos del 2010)

1. Deben participar en la subasta los productores cuya capacidad de producción al momento de realización de la subasta sea igual o superior a 50,000 MBTUD.

2. Pueden participar en la subasta los productores (incluyendo a los de gases no convencionales) que a pesar de no tener capacidad de producción igual o superior a 50,000 MBTUD al momento de realización de la subasta estén dispuestos a ofertar capacidades de este nivel o superiores para rangos específicos de precios (a los que su producción se haría viable).

3. Los productores pueden presentar ofertas superiores a su capacidad actual de producción para los rangos específicos de precios a los que esta producción adicional se haría viable.

4. Las subastas deben ser simultáneas para todos los oferentes calificados.


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• Subastas simultáneas de liberación de capacidad - Principios básicos propuestos (Modificar los Decretos del 2010)

5. La subasta debe despejar un precio del gas firme para cada año en el horizonte de la oferta

6. Los precios del gas interrumpible deben quedar subordinados a los precios del gas en firme y ser menores que estos para transacciones con igual plazo.

7. El oferente que participe en la subasta y cuyo gas no sea asignado en su totalidad, debe poder comercializar el gas no colocado bajo las modalidades firme o interrumpible a través de contratos bilaterales a los precios a los que cierre la subasta o por debajo, o a través del mercado “spot”.

8. La CREG establecería las condiciones bajo las cuales los proyectos que se desarrollen para utilizar gas “in situ” estarían exentos de participar en la subasta.


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• Comprador institucional único (muy intrusiva: no la recomendamos)• Efectividad potencial: potencialmente efectiva, pero de muy

difícil implementación. Requiere regular tanto el proceso de compra como de asignación del comprador único. No tiene ninguna ventaja sobre la opcion de regular el precio.

• Riesgos: un precio de compra mal fijado puede desincentivar las inversiones en exploración y el buen desarrollo del sector. El comprador podría incurrir en pérdidas que tendrían que ser cubiertas por el Estado.

• Compradores únicos para distribución regulada y demandas térmicas• Efectividad potencial: potencialmente efectiva para balancear el

poder de negociación en las transacciones bilaterales.

• Riesgos: ninguno, mientras el mecanismo sea avalado por la autoridad de competencia. Es un mecanismo que puede complementar cualquier otra de las alternativas de intervención.


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• Regulación de precios: Intrusiva: no es buena señal volver a regular precios que hoy están libres • Efectividad potencial: alta.

• Riesgos: un precio tope mal fijado puede desincentivar inversiones en exploración y el buen desarrollo del sector. Podría desestimular inversionistas que están explorando u operando hoy bajo expectativas de libertad de precios.


• Precios sujetos a libertad vigilada: ¡Poco intrusiva!: ésta es nuestra preferencia, pero, ¿está la SIC en capacidad de aplicarla?• Efectividad potencial: efectividad sujeta a fortaleza de la

autoridad de competencia o a mecanismo que permita usar desvíos de precio de referencia como prueba de abuso de posición de dominio. Sugerimos utilizar equivalente al CIF de importación como señal de precios inequitativos, que debe ser desvirtuada por el productor, y equivalente al FOB de exportación como señal de alarma que puede dar origen a una investigación.

• Riesgos: un precio de referencia mal fijado puede desincentivar las inversiones en exploración y el buen desarrollo del sector.

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• Redefinición de contratos

• Efectividad potencial: efectiva para moderar formas de ejercicio de poder de mercado diferentes a la fijación de precios excesivos.

• Riesgos: restar flexibilidad al mercado. Por ello es deseable limitar la estandarización de los contratos al mínimo necesario.

• Es complementaria con las demás soluciones transitorias.


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• Redefinición de contratos - recomendaciones• Limitar la normalización a cláusulas que aplican a cada modalidad

de contratación sobre eventos eximentes, garantías de suministro y topes máximos de días-año de interrupciones, así como de aquellas que reglamenten el pago de las compensaciones en eventos de incumplimiento.

• Dejar en libertad a las partes para que acuerden libremente las demás condiciones contractuales.

• No exceptar a productores de gas natural de fuentes no convencionales de la obligación de utilizar contratos “normalizados”.

• Revisar el Parágrafo 1 del Artículo 4 para incrementar el monto de las compensaciones - el precio del sustituto más costoso puede ser insuficiente para cubrir todos los costos que representa el cambio de combustible.

• Que la CREG de espacio a un contrato “interrumpible puro” estandarizado, reglamentando en qué casos particulares es admisible, de modo que no se reste innecesariamente flexibilidad al mercado.

• Que la normalización aplique sólo a los nuevos contratos.


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DE LA PLANEACIÓN CENTRALIZADA A LA REGULACIÓN PARA UN MERCADO MADURO Y COMPETITIVO

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Diagnóstico: la naturaleza dual del sector gas y el cambio abrupto en su

enfoque regulatorio• Naturaleza dual

• Upstream• Parte del sector hidrocarburos: libertad de producción y comercialización

internacional.

• Pero, ha estado limitado a mercado doméstico y requiere grandes inversiones en infraestructura para su integración internacional (mayores que en el caso del petróleo, en particular para la importacion de GNL).

• En adicion, los gases no convencionales participan de las caracteristicas del sector hidrocarburos y de la mineria.• Downstream

• Distribución es monopolio y servicio público: ¡alta regulación!• Transporte es monopolio de hecho: alta regulación• Confiabilidad en sector eléctrico (centralmente planificada) exige

inversiones de holgura en sector gas que se han dejado al mercado: ¡falta de coherencia regulatoria!

• Historia: de la planeación central y alta integración vertical a regulación para un mercado competitivo en suministro, que no lo es, y prohibiciones muy estrictas a la integración vertical, que no tienen justificacion dada la configuracion de la red..

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La Falta de Coherencia entre la regulacion del sector electrico y la

del sector gas

• El sector del gas se ha regulado como si se tratara de un mercado puro en el suministro y transporte, a pesar de los altos niveles de concentración en esas actividades y de su desarrollo incipiente.

• En contraste, el sector eléctrico se ha mantenido como un mercado altamente regulado y sujeto a planeación central (de las expansiones de capacidad en transporte y confiabilidad del suministro), a pesar de ser un mercado más maduro y mas competitivo en la generación y la comercialización.

• Estas divergencias de tratamiento han sido particularmente inconvenientes en lo que hace a los procedimientos y normas sobre garantía de confiabilidad en el sistema eléctrico, que no han tenido adecuadamente en cuenta la necesidad de inversiones de holgura en el sector gas.

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La necesidad de un Gestor Técnico Operativo: Funciones

1. Funciones Principales:

• Centralización y provisión de información para el mejor funcionamiento del mercado: información histórica y actual sobre el mercado, patrones y balances de oferta y demanda, parámetros operativos del sistema; atención de demanda en situaciones de emergencia y racionamiento.

• Coordinación de la operación del sistema: programación de suministro, transporte y mantenimientos; conexiones de nueva infraestructura; administración del mercado spot o de desvíos; análisis y previsión de riesgos de suministro; administración del sistema bajo condiciones de racionamiento.

2. Otras Funciones potenciales:• Efectuar proyecciones de las condiciones de mercado a corto plazo

y apoyo a la UPME en la elaboración de proyecciones de mediano y largo plazo.

• Ejecución, por delegación, de eventuales subastas operativas de suministro y de subastas subsidiarias de capacidad de suministro y transporte (ver luego).

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La necesidad de un Gestor Técnico Operativo:Naturaleza

• Agencia independiente con un Consejo de Operación en el que participen tanto las autoridades como los distintos agentes del sistema.

• Concentra debe constituir la base para su organizacion.

• El Gestor debera actuar en estrecha coordinacion con XM, dada la incidencia que tiene la operación del sistema electrico sobre la del sector gas y viceversa, especialmente en periodos de baja hidrologia

• Posibilidad de integrar Concentra y XM:• Se facilitaria en mucho la coordinacion de operación de los

dos sistemas

• XM tiene un cuerpo tecnico idoneo con mucha experiencia e inversiones importantes en equipamiento de informacion y software que Concentra tendria que duplicar

• El nuevo ente requeriría una estructura técnica y de gobierno balanceada entre las necesidades de los dos sectores y una estructura de propiedad en la cual ningun participante en el mercado tenga una posicion de dominio.

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Planeación indicativa y subastas subsidiarias

de capacidad de suministro y transporte • La UPME debe elaborar planes indicativos periódicos para identificar

oportunamente posibles limitantes de suministro o transporte y avanzar en el examen de alternativas de solución (análisis beneficio/costo).

• Esta tarea resulta particularmente importante con respecto a la planeación de la holgura de suministro y transporte requerida para atender la alta volatilidad intra e inter anual de la demanda del sector eléctrico.

• Se debe dejar en primera instancia al mercado la iniciativa de las expansiones de capacidad de suministro y transporte, incluidas nuevas alternativas, a través de procedimientos de “open season” regulados por la CREG.

• El regulador podría otorgar exenciones de acceso cuando resulten convenientes para estimular estas iniciativas y siempre que no perjudiquen las condiciones de competencia.

• Sin embargo, el MME debe tener la responsabilidad subsidiaria de organizar subastas de capacidad de suministro o transporte (cuya ejecución se delegue al GT) cuando los planes indicativos adviertan problemas no resueltos para el futuro cercano, en particular en lo que hace a las necesidades de holgura para atender la alta volatilidad de la demanda del sector eléctrico.

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Facilitación de la coordinación entre eslabones de la cadena: integracion

vertical

• Flexibilización de condiciones de integración vertical:• Idealmente: Permitir la integración vertical entre transporte y

distribución o esquemas contractuales que permitan replicar sus bondades. No hay ventaja teorica alguna en prohibir la integracion vertical entre un transportador y un distribuidor que detentan ambos una posicion de monopolio, como ocurre en Colombia dada la configuracion lineal de la red. En cambio, esa situacion dificulta en mucho la coordinacion de sus inversiones.

• Como mínimo:• Permitir la integracion vertical desde las fuentes de

suministro hasta la puerta de entrada en troncal o puertos de exportación

• Y para la expansión de las redes de distribución a municipios vecinos.

• Los productores o distribuidores estarian obligados a seleccionar la alternativa más eficiente, dando la primera opción a los transportadores independientes.

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Los problemas de “by-pass”

• La integración vertical: solución automática a los problemas de bypass

• Entre tanto: el Decreto 2730 del 2010 establece que se adoptarán reglas técnicas para determinar cuando se autoriza un “bypass” a un usuario nuevo.• Solo se deberia poder optar por conexión directa al sistema de

transporte demostrando que esta decisión resulta en un beneficio neto para el sistema.

• En adicion, los usuarios ya conectados a la red de un distribuidor regulado solo deberian poder optar por conexión directa al sistema de transporte después de un tiempo prudencial o mediante un “pago de salida”, para permitir que el distribuidor recupere parte de la inversión marginal asociada con la atención del usuario en cuestión y evitar que la salida de este termine por encarecer el costo de distribución para los usuarios restantes.

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Facilitación de la coordinación entre eslabones de la cadena: los nodos

de transaccion• Nodos Virtuales: Facilitan el proceso de formacion de precios

y la transparencia del mercado. Facilitan el desarrollo de subastas con la participacion simultanea de multiples productores y consumidores. Avance importante de los Decretos del 2010

• Nodos Fisicos:• Ventajas:

• Se facilita enormemente la coordinacion de las decisiones de ampliacion del suministro y el transporte.

• Los riesgos asociados con la contratacion del transporte desde el sitio de suministro hasta el nodo fisico recaerian sobre quien esta en mejor posicion para asumirlos

• Problemas y Aclaraciones• Complejidad de la regulacion

• La obligación de contratar capacidad hasta los nodos de consumo no implica asumir las responsabilidades operativas ni fiduciarias del transporte

• Debe garantizarse que no se impongan mayores cargas tributarias al productor.

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Las ventajas de los nodos fisicos

• Los grandes consumidores están localizados en un punto fijo: la contratación entre el nodo y su mercado está definida geográficamente y se puede resolver mediante un solo contrato de transporte.

• La localización de la producción, en contraste, depende de dónde se den los hallazgos y desarrollos, lo que introduce un aspecto aleatorio a la configuración de la red, que ni puede ni debe resolver el comprador final.

• Los productores tendrían una mayor capacidad para asumir estas responsabilidades y riesgos hasta los nodos de consumo, por cuanto son ellos quienes conocen mejor el perfil de su oferta futura. Podrían así garantizar el transporte de la totalidad de su oferta hasta uno o los dos nodos de consumo propuesto, mediante uno solo o dos contratos

• Se evitaría así una proliferación ineficiente de contratos que hoy dificulta innecesariamente la expansión oportuna del sistema de transporte.

Documents

Presentación Diagnóstico y estrategia de desarrollo de largo plazo del sector gas en Colombia. Asesor Guillermo Perry