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

En los ltimos veinte aos la demanda mundial de gas natural ha crecido con rapidez mayor que la de los otros combustibles fsiles (petrleo y carbn). En el pero-do 1971-1991, su tasa anual de crecimiento lleg a 3.3% frente al 2.1% para el carbn y el 1.4% para el petrleo. 1

El mayor dinamismo del consumo del gas natu-ral se explica principalmente por lo siguiente:

1. Gracias a la abundancia de reservas de gas na-tural, la capacidad de oferta podra mantenerse por mu-chos aos; adems, esas reservas no se encuentran muy concentradas geogrficamente (en cambio, cerca de dos tercios de las reservas mundiales disponibles de petr-leo se encuentran en el Medio Oriente).

1. Los avances tecnolgicos han abaratado los cos-

tos de transporte desde las fuentes de produccin has-ta los centros de consumo.2

1. En los ltimos decenios ha cobrado mayor im-portancia la conservacin del medio ambiente, lo que favorece el consumo del gas natural, que emite menos dixido de carbono que el petrleo.

1. El crecimiento de los mercados energticos en los pases emergentes ha hecho ms atractiva la in-

Versin para los operadores internacionales y nacio-nales.

La poltica de seguridad energtica de los pa-ses de la OCDE apunta a reducir la dependencia del pe-trleo y del gas natural importado, sobre todo del Medio Oriente.

La mayor proporcin del consumo de gas natural se concentra en los pases de la OCDE, y en los pases de la ex Unin Sovitica y las economas en transicin de Europa oriental, que representan respectivamente el 48% y el 36% de la demanda mundial. Entre las re-giones en desarrollo, el Medio Oriente y Amrica La-tina cubren, cada uno, cerca de 5% de la demanda mundial. Les siguen Asia oriental y Asia meridional con 2.1% y 1.4%, respectivamente, mientras que Africa satisface el 1.45% y la Repblica Popular China el 0.75% del consumo mundial.

El petrleo, el carbn y el gas natural todos combustibles fsiles abastecan el 91% del consu-mo mundial de energa a mediados del decenio de 1990: 38.8% el petrleo, 28.4% el carbn y 23.6% el gas natural. Las proyecciones del consumo de energa para el perodo 1995-2020 indican que ese patrn con-tinuara (OCDE, Organismo Internacional de Energa, 1995). En efecto, la demanda de gas natural seguir creciendo a un ritmo superior al que registrarn el carbn y el petrleo, con tasas de 2.4%, 2.1% y 0.8% respectivamente. Siendo as, la proporcin del consu-mo total de energa abastecido por estas tres fuentes subira hasta cubrir 92.2% de la demanda mundial de energa, sobre todo gracias al aumento del consumo de gas natural, cuya contribucin llegara al 25.2%; la participacin del carbn y del petrleo se mantendra estable (grfico 1).

Segn la OCDE (1995), los pases en desarrollo registraran la mayor tasa de crecimiento del consumo con un 5.6%, seguidos por los pases de la OCDE con 2.1% y por los de la ex Unin Sovitica y las econo-mas en transicin de Europa del este, con un 0.8%. China y el Medio Oriente alcanzaran la tasa de creci-miento ms alta (8 y 7%, respectivamente). Para Amrica Latina se proyecta una tasa de 3%, aunque

INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Y SU REGULACION EN AMERICA LATINA HUMBERTO CAMPODONICO

R E V I S T A D E L A C E P A L 6 8 A G O S T O 1 9 9 9137

GRAFICO 1

Mundo: Consumo de energa en 1995 y proyecciones al 2020(Porcentajes)

Consumo en 1995

NuclearHidro

Gas6%3%

24%Otros

1%

CarbnPetrleo

28%38%

Proyecciones al 2020

NuclearHidro

Gas4%3%

25%Otros

1%

CarbnPetrleo

29%38%

Fuente: OCDE, Organismo Internacional de Energa (1995).

otras fuentes la estiman en 5%.3 (OCDE, Organismo Internacional de Energa, 1995).

Estas tasas tan elevadas se traducirn en el prxi-mo siglo en modificaciones importantes de la estruc-tura de la demanda mundial de gas natural. Los pa-ses de la OCDE continuaran siendo el principal mer-cado de consumo, pero su participacin en el total mundial bajar de 48 a 45%. La ex URSS y las econo-mas en transicin de Europa del este registrarn una fuerte cada de casi 10%, para situarse en torno al 27%, mientras que la participacin en el consumo mundial de los pases en desarrollo subir en 12% (al 27.8% del total).

Las reservas de los pases de la regin se han cuadruplicado en los ltimos 25 aos (grfico 2). Ve-nezuela, Mxico y Argentina representan el 89% del total; Venezuela posee ms de la mitad de las reservas de la regin (3 962 x 10 9 metros cbicos). En Brasil, Colombia, Ecuador y Per han aumentado las reser-vas, pero en volmenes bastante menores.

3 Existen discrepancias con respecto a la tasa de crecimiento de la demanda de gas natural en Amrica Latina. DRI McGraw-Hill pro-nostica que para el perodo 1995-2015, la tasa de crecimiento de la regin sera de 5.1% anual, lo que coincide con las proyecciones de Amoco International (Oil & Gas Journal, varios nmeros).

Pocos pases de la regin son productores tradi-cionales de gas natural, produccin que en la mayora de los casos est vinculada con la de petrleo. La pro-duccin de gas natural por pases muestra un patrn similar al que registran las reservas petrolferas. Ve-nezuela, Mxico y Argentina aportan el 84% de la produccin regional de gas natural (grfico 3).

La demanda final de energa de los pases de la regin se cubre en 42% con petrleo y en 21% con electricidad (centrales hidrulicas, nucleares y geotr-micas). La participacin del gas natural es de 18%, mayor que la de la biomasa (15%) y el carbn (4%). Sin embargo, ese promedio encubre fuertes dispa-ridades dentro de la regin ya que Argentina, Brasil y Venezuela representan el 92% de la demanda regional (grfico 4).

Sigue siendo notable la diferencia entre la deman-da final de gas natural y el consumo en usos interme-dios. En 1995, la estructura de la oferta total de gas natural (consumo final ms consumo intermedio) por sectores en Amrica Latina (cuadro 1) muestra que slo el 33% del gas natural se destinaba al consumo final

GRAFICO 2

Reservas probadas de

gas natural en Amrica Latina(109 metros cbicos)

02004006008001 0001 2001 4001 6001 8002 000

Argentina

Bolivia1970

Brasil

Colombia1995

Chile

Ecuador

Mxico

Per3 962

Venezuela

Fuente: OLADE, 1997a.

GRAFICO 3

Produccin de gas natural en Amrica Latina(106 metros cbicos)

010 00020 00030 00040 00050 000

Argentina

Bolivia1970

Brasil1995

Colombia

Chile

Ecuador

Mxico

Per

Venezuela


LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Y SU REGULACION EN AMERICA LATINA HUMBERTO CAMPODONICO

138R E V I S T A D E L A C E P A L 6 8 A G O S T O 1 9 9 9

GRAFICO 4

Consumo de gas natural en Amrica Latina(106 metros cbicos)

02 0004 0006 0008 00010 00012 000 14 00016 000 18 00020 000

Argentina

Bolivia

1970

Brasil1995

Colombia

Chile

Mxico

Per

Venezuela


energtico (42 330 millones de metros cbicos), prin-cipalmente en el sector industrial (22%), residencial y otros (5.9%) y en menor medida en el sector comer-cial, no energtico y de transporte.

Las dos terceras partes de la oferta total de 141 025 millones de metros cbicos (MMm 3) se des-tinan a usos intermedios, como plantas de tratamiento de gas para obtener gas licuado de petrleo ( GLP) y ga-solinas (32.8%), consumo propio (17.1%), centrales trmicas y autoproductores (15.8%), correspondiendo el resto a refineras y otros usos y prdidas.

CUADRO 1

Amrica Latina, 1996: Abastecimiento de gas segn uso(Porcentajes)

Plantas de tratamiento de gas32.8

Industria22.0

Consumo propio17.1

Plantas de energa13.2

Residencial y otro5.9

No energa2.9

Productores particulares2.6

Comercial1.4

Transporte0.8

Otros centros0.8

Refineras0.5

Total100.0

Total en millones de m3141 025

Fuente: Kurtz (1997).

Todo indica, sin embargo, que la demanda final de gas natural tender a crecer en los prximos aos, habida cuenta de los importantes proyectos energti-cos en cartera y la orientacin de algunas polticas gubernamentales que estn promoviendo la masifi-cacin de su consumo.

II

Reformas a la industria del gas natural

En lo que va del decenio de 1990 se han introducido en la mayora de los pases analizados importantes reformas legislativas en los regmenes jurdicos de la exploracin y la explotacin de hidrocarburos (Argen-tina, Bolivia, Colombia y Chile). Las reformas afec-tan tanto al petrleo como al gas natural, ya que pre-sentan caractersticas similares de exploracin y explo-tacin, pero se precisan en esas reformas las particu-laridades que presenta el gas natural.4

En Mxico no se reform la legislacin petrolera en s, pero se introdujeron importantes modificaciones en las normas sobre transporte, almacenamiento y dis-tribucin del gas natural y se conserv el monopolio de la empresa estatal Petrleos Mexicanos ( PEMEX) en la exploracin y explotacin del gas natural.

4 Para un anlisis ms detallado del sector hidrocarburos en diez pases de la regin, vase Campodnico, 1996.

El origen y las motivaciones de las reformas que se han llevado a cabo en la mayora de los pases de la regin se enmarcan en el proceso de globalizacin de la economa mundial que favorece la liberalizacin de los mercados, la eliminacin de los monopolios estatales, la promocin de la inversin privada y la reduccin de la actividad empresarial del Estado. Sin embargo, se observan diferencias importantes en la aplicacin de estas reformas, por la influencia de factores tales como la dotacin de reservas y la relacin produccin/con-sumo de los derivados del petrleo y el gas natural, el tamao del mercado interno, el nivel tecnolgico y la experiencia en la industria petrolera y del gas natural.

1. Reformas al rgimen de exploracin y explotacin de petrleo y gas natural

Los regmenes de exploracin y explotacin se apli-can tanto al petrleo como al gas natural. Por lo gene-ral, las diferencias se presentan en los montos de las

regalas y en los mecanismos para la determinacin del precio de venta del gas natural de primera mano, to-mando en cuenta que el gas natural no tiene las mis-mas caractersticas de bien transable a nivel interna-cional que el petrleo.

Casi todos los pases considerados en este artcu-lo a excepcin de Mxico que mantiene el mono-polio estatal de PEMEX han reformado sus regmenes de contratacin para la exploracin y la explotacin de petrleo crudo y gas natural, con el objeto de atraer capital de riesgo para ampliar la disponibilidad de re-servas e incrementar las exportaciones o para redu-cir las importaciones, a fin de obtener un saldo neto de divisas ms favorable en sus transacciones ener-gticas.

La mayora de los pases analizados consideran que son necesarios mayores incentivos para la inver-sin ante la fuerte competencia que existe por atraer capitales de riesgo en las actuales condiciones de sobreoferta de crudo, bajos precios internacionales del petrleo, innovaciones tecnolgicas que permiten un mayor aprovechamiento de las reservas existentes y la eliminacin de las barreras a la inversin extranjera en zonas con filiacin petrolfera importante (Rusia, China).

En lo esencial, las reformas han incidido en la dis-minucin de las tasas impositivas a los operadores pri-vados y en la libre disponibilidad comercial del crudo y del gas natural extrado; adems se tiende a supri-mir el monopolio pblico en las etapas extractivas. En Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y Per, en que no haba restricciones a la inversin extranjera, los incen-tivos se han concentrado en los aspectos siguientes:

1. Condiciones ms flexibles en aspectos tcnicos de los contratos: ampliacin de los plazos de explora-cin, eliminacin de la obligacin de perforar pozos exploratorios, mayor plazo de retencin de las reas en exploracin, etc.

1. Mayor participacin en la produccin de petr-leo y gas natural u otorgamiento de la propiedad del petrleo y del gas natural a los operadores privados.

1. Libre importacin y exportacin del petrleo, eliminndose, en algunos casos, la obligacin de abas-tecimiento del mercado interno.

1. Mayor rentabilidad de los contratos por la baja de las tasas del impuesto a la renta y a las remesas (en algunos casos se elimin el impuesto a las

remesas); la internacin temporal de maquinaria (lo que implica el no pago de aranceles), la depreciacin acelerada, y otras medidas de exoneracin o reduc-cin de tributos.

Mayores garantas a la inversin extranjera, mediante la suscripcin de contratos de estabilidad tributaria, garanta de disponibilidad de divisas, po-sibilidad de recurrir al arbitraje internacional, entre otros.

1. Reformas en el procesamiento industrial, el transporte y la comercializacin

En todos los pases analizados se ha modificado la legislacin que rige las actividades de transporte, distri-bucin y comercializacin de gas natural. Las refor-mas tienden a suprimir las barreras a la inversin pri-vada en una actividad que, en muchos pases, estaba reservada para las empresas estatales. Se ha favoreci-do la desregulacin de los mercados internos (elimina-cin de subsidios y control de precios) y se ha permiti-do el libre comercio interno y externo de petrleoy 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 petr-leo 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 pases analizados, los gasoductos pueden ser construidos y operados tanto por empresas estatales como por empresas privadas. En Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y Per no existan restriccio-nes a la participacin privada en este rubro, lo que fue reafirmado y ampliado con los cambios legislativos de los aos noventa. La novedad radica en la supresin de las barreras que existan en Mxico para que los operadores privados participaran en el transporte, dis-tribucin y comercializacin del gas natural.

En casi todos los pases analizados se han dicta-do disposiciones jurdicas para regular los mercados de gas natural y las actividades de las compaas priva-das en el transporte, la distribucin y la comercializa-cin del gas, confirindole un estatuto de servicio p-blico.



III

Sistemas de reestructuracin de la industria

del gas natural en Amrica Latina

Los sistemas de reestructuracin de las industrias gas-feras estn estrechamente vinculados, en los pases que se analizan, con el proceso de liberalizacin de los mercados y la creciente participacin del sector priva-do, sobre todo de los grandes operadores internacio-nales.

Las caractersticas nacionales de reservas, produc-cin y consumo de gas natural, han determinado es-tructuras diferenciadas en lo que respecta al mercado interno de cada pas. Hay tambin diferencias en cuanto a planes de expansin, ya sea por ampliacin del mer-cado interno o por conexin con otros pases de la regin. Por lo tanto, no existe un modelo nico de re-estructuracin, pese a que es comn la tendencia li-beralizadora en favor de la empresa privada.

1. Argentina: un pas con un mercado maduro

En la Argentina el consumo de gas natural presenta una gran difusin. Argentina cuenta con la mayor red de gasoductos para transporte y distribucin (50 000 km) de la regin. El gas natural constituye la segunda fuente en importancia para la generacin elctrica en plantas trmicas despus del petrleo residual ( fuel oil). Se prev que este combustible penetrar an ms en el mercado y reemplazar volmenes importantes de combustibles lquidos, con mejores rendimientos en las plantas trmicas.

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

Con la privatizacin de Gas del Estado en 1992 se produjo la separacin de las actividades de trans-porte y distribucin. La privatizacin supuso la venta de los dos gasoductos ms 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 pas. A mediados de los aos noventa esas empresas

transportaban, respectivamente, alrededor del 65 y el 35% del gas natural producido en Argentina.

La privatizacin de las redes de distribucin de Gas del Estado implic su venta a ocho empresas dis-tintas: Metrogas, Gas Natural BAN, Camuzzi Gas Pam-peana, Camuzzi Gas del Sur, Litoral Gas, Centro, Cuyana y Gasnor. Las tres primeras representan el 54% del gas distribuido en el pas.

El transporte y la distribucin de gas natural son considerados como actividades de servicio pblico, por lo cual el Estado ejerce una importante funcin reguladora, encargada al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) en aspectos relacionados con las con-cesiones, acceso a las redes de transporte y distribu-cin, tarifas y proteccin del consumidor.

1. Bolivia: La prioridad de la exportacin de gas natural

Con reservas de unos 110 000 MMm3 Bolivia ocupa el sptimo lugar en Amrica Latina. El gas natural tiene una gran importancia en la produccin de energa pri-maria (58% del total), seguido por el petrleo (24%) y la hidroenerga y la lea (6 y 7%).

La mayor parte de la produccin de gas natural no se consume en el pas, sino que se exporta a Ar-gentina y a Brasil; adems, hay compromisos de abas-tecimiento con Paraguay, aunque en bastante menor medida. Es por ello que la participacin del gas natu-ral en la oferta nacional de energa primaria alcanza a slo 25% mientras que el petrleo representa el 42%.

Como resultado del proceso de capitalizacin de YPFB en 1996 y principios de 1997 las empresas privadas controlan actualmente toda la produccin de gas natural en virtud de contratos de riesgo comparti-do con YPFB.

La nueva Ley de Hidrocarburos (N 1689, de abril de 1996) establece las modalidades de desarrollo de la industria de gas natural, las caractersticas del ente regulador y los mecanismos y modalidades de regula-cin del mercado; se norma tanto la exportacin como

el consumo interno, con una clara orientacin a favor de las exportaciones. La Ley determina que los pro-ductores debern satisfacer la demanda de gas natural



que deriva de los compromisos de exportacin del Estado boliviano.

La construccin del gasoducto Santa Cruz-So Paulo es uno de los proyectos ms importantes de Bolivia de los ltimos 20 aos y prev el aprovisiona-miento de 105 000 MMm3 (3.7 billones de pies cbi-cos). El gasoducto, de 3 700 km de longitud, requiere una inversin de 2 000 millones de dlares. El acuer-do tiene una duracin de 20 aos. En los primeros ocho aos se exportaran 8 MMm 3 diarios y en los 12 aos restantes 16 MMm3 diarios, lo cual hace un total de 93 000 MMm3 para todo el perodo.

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

Se trata de convertir a Bolivia en un centro de conexin de los proyectos de integracin energtica del gas natural. Tambin se desarrollar el mercado inter-no, siempre y cuando ello no implique postergar la integracin energtica regional.

1. Colombia: Hacia la masificacin del consumo de gas natural

Las reservas de gas natural de Colombia, con 214 000 MMm3, la sitan en cuarto lugar entre los pases de la regin. El gas natural ocupa el tercer lugar entre los productos de energa primaria de Colombia con cerca del 10% del total; la participacin del petrleo es de casi 49% y el carbn mineral aporta el 26%. Luego vienen la lea y la hidroenerga con el 7% y el 5%.

La produccin de gas natural (7 674 MMm 3 en 1995) se destina ntegramente al consumo interno. El petrleo aporta 43% de la oferta total de energa primaria, y el gas natural 13%, proporcin similar a la del carbn (13.4%) y la lea (13.3%). Los produc-tores de gas natural han suscrito contratos de asocia-cin para entregar el producto a un precio determina-do a ECOPETROL, empresa que determina las formas de transporte y distribucin del producto en el mercado interno.

Desde 1991, Colombia busca incrementar el con-sumo interno de gas natural. Para ello, aprob el pro-grama para la masificacin del consumo de gas cuyo objetivo principal es promover una matriz de consu-mo de energa ms eficiente mediante la sustitucin por gas de recursos energticos de alto costo. Especfica-mente, se pretende masificar el consumo de gas pro-pano aumentando la produccin y la importacin del

combustible; optimizando el uso de las reservas dis-ponibles de gas natural con la construccin de una red troncal de transporte de cobertura nacional; promovien-do la participacin privada en las diferentes inversio-nes que prev el plan, y logrando la equivalencia en-tre los precios y los costos reales de produccin y pres-tacin de los servicios.

La empresa estatal de petrleo, ECOPETROL, est encargada de desarrollar el programa de masificacin del consumo de gas. En 1992, el Ministerio de Minas y Energa aprob el plan general de transporte de gas natural, segn el cual ECOPETROL debe desarrollar la red troncal nacional. Con esta red se abasteci a 517 000 consumidores en 1995 y se espera llegar a 2 millones en el ao 2000, con una inversin total estimada en unos 3 mil millones de dlares, a lo que debe agregarse la instalacin de plantas termoelctricas que sern ali-mentadas con gas natural segn se prev en el plan de expansin de energa elctrica 1995-2007.

La estrategia gasfera de Colombia se basa en la siguiente divisin de tareas:

0. El sistema de transporte ser desarrollado por ECOPETROL de manera directa o a travs de inversiones privadas por medio de sistemas conocidos como el BOT (Build-Operate-Transfer) o similares, y por concesio-nes otorgadas por el Ministerio de Minas y Energa.

0. La construccin y operacin de las redes de distribucin urbana estarn a cargo de empresas pri-vadas o mixtas, en las que pueden participar los de-partamentos o municipios.

0. Se crear una nueva entidad encargada de la administracin del sistema de transporte y comercia-lizacin del gas con participacin del sector privado.

0. Se instituir un sistema de regulacin especial as como una legislacin independiente para la indus-tria del gas natural.

Colombia proyecta un aumento considerable del mercado interno del gas natural, aprovechando las grandes reservas del pas. ECOPETROL tiene un papel importante que cumplir, pues se encargar de construir los gasoductos y promover la iniciativa privada. Ya es-t en vigencia la legislacin para regular el transporte y la distribucin de gas natural.

1. Chile: Dependencia energtica y sustitucin de fuentes

Las reservas de gas natural de Chile ascienden apenas a 48 000 MMm3. El gas natural ocupa el segundo lu-gar en la produccin de energa primaria con 24% del total; le aventaja la lea con poco ms del 38%. La



hidroenerga aporta el 20%, el carbn mineral el 11% y el petrleo un poco menos del 7%.

Para satisfacer las necesidades energticas del mercado interno, Chile importa alrededor de 180 000 barriles diarios de petrleo; esa fuente cubre el 46% de la oferta total de energa primaria, seguida de la lea y el carbn mineral con 19% y 15%, respectivamente. El gas natural y la hidroenerga contribuyen con un 10% cada uno.

Chile se ha propuesto aumentar el consumo inter-no de gas natural, basndose en la importacin 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 pro-ductores y compradores de las dos naciones negocien libremente volmenes, transporte, precios, lugar de origen y condiciones de los correspondientes contra-tos comerciales.5El desarrollo de la industria de gas natural en Chile est enteramente en manos de la empresa priva-da, y en ese proceso la integracin gasfera con Argen-tina cumple un papel fundamental. El gasoducto pio-nero entre Chile y Argentina fue el de Tierra del Fue-go, tendido en virtud de un consorcio formado por YPF y Bridas de Argentina y Chauvco de Canad. 6

En los ltimos aos se han construido tres gasoductos entre Argentina y Chile. En agosto de 1997 se inaugur el gasoducto de propiedad de GasAndes, consorcio integrado por las empresas argentinas Te-chint y Compaa General de Combustibles, Novacorp de Canad y las chilenas Gasco y Chilgener. Este ga-soducto, que abastece el mercado de Santiago, el ms importante del pas, introducir grandes modificacio-nes en el balance energtico chileno pues impulsar la construccin de centrales trmicas para la produccin de electricidad, lo que favorecer la sustentabilidad del proceso de aprovechamiento energtico.

En febrero de 1997 se suscribi el contrato entre la empresa chilena ENDESA y el consorcio norteameri-

1. Los vendedores y compradores negociarn y contratarn el precio de compraventa del gas, los volmenes involucrados, las garantas necesarias y otras condiciones comunes a este tipo de contratos, as como el transporte de gas, incluido los gasoductos correspondien-tes, desde los puntos de entrega a los centros de consumo.

1. 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 aadirn otros 106 km entre Poseidn y Cabo Negro para transportar 2.9 millones de metros cbicos diarios desde 1999. El despacho co-mercial se inici en enero de 1997. Vase Latinominera (varios nmeros).

cano CMS Energy para construir un gasoducto entre la provincia argentina de Salta (Campo de Durn) y la provincia de Atacama, en el norte de Chile. El objeti-vo principal del proyecto es abastecer centrales trmi-cas y empresas mineras del norte, donde se concentra el 30% de la produccin mundial de cobre. Se calcula que la inversin total asciende a 900 millones de d-lares.

El gasoducto del Pacfico (GasSur) unir los campos de Neuqun con la localidad de Bo-Bo, en el sur de Chile. Tendr una longitud de 530 km y la inversin ser de 400 millones de dlares. El consor-cio, liderado por Nova International (Canad), junto con Gasco, YPF y El Paso Energy, invertir otros 44 millones de dlares en servicios de gas natural (trans-porte y comercializacin), as como en GasSur, un sistema de distribucin comercial y residencial para la ciudad de Concepcin ( Petroleum Economist, va-rios nmeros).

1. Mxico: Participacin privada en el transporte y distribucin

El consumo de energa primaria de Mxico se carac-teriza por el claro predominio del petrleo 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 con-tribuyen con 2%. As, en conjunto, los hidrocarburos representan el 90% del consumo nacional de energa primaria. El 10% restante est constituido por la hidroenerga (3%), lea (3%), bagazo de caa (1%) y otros tipos de energa (1%).

El rengln ms importante en el consumo de gas natural es la extraccin de licuables, los consumos pro-pios del sector, el empleo de combustible en la genera-cin de electricidad y los consumos finales no energti-cos. Otro rubro importante es el de consumo industrial, en el que destaca la demanda de la industria petro-qumica. 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 Mxico provienen de los Estados Unidos o se dirigen a este destino.

La produccin de gas natural sigue siendo un monopolio estatal a cargo de PEMEX, no habindose producido ningn cambio en ese rgimen en lo que va de los aos noventa. Sin embargo, se han producido importantes modificaciones en el transporte y la comer-cializacin del gas natural. En 1995 el Congreso apro-b la Ley Reglamentaria del Artculo 27 Constitucio-nal, permitiendo que el transporte, almacenamiento y



distribucin de gas natural puedan ser llevados a cabo previa aprobacin de la Comisin Federal de Elec-tricidad (CFE) por los sectores social y privado, que podrn construir, operar y ser propietarios de ductos, instalaciones y equipos, en los trminos de las dispo-siciones reglamentarias, tcnicas y de regulacin que se expidan. Esta medida fue complementada con la asignacin de nuevas funciones y atribuciones a la Co-misin Reguladora de Energa y con la expedicin del Reglamento de Gas Natural, en noviembre de 1995.

Los cambios en la legislacin son indicativos del impulso que se le quiere dar al consumo interno de gas natural, que todava slo abastece el 4% del consumo de energa residencial y no ha penetrado an en el transporte. Habra, pues, fundadas expectativas de una ampliacin futura de la demanda interna.

La reforma no abarca los aspectos relacionados con la explotacin y produccin de gas natural, que seguirn siendo de exclusiva responsabilidad de PEMEX. Sin embargo, las empresas privadas podrn construir y poseer nuevos gasoductos como complemento de la red troncal de 12 000 km de PEMEX. Las empresas pri-vadas tendrn libre acceso a la red de PEMEX, as como sta lo tendr a los ductos de las empresas privadas. PEMEX estima que stos y otros proyectos podran ge-nerar inversiones privadas por unos 4 000 millones de dlares en los prximos aos.

La nueva poltica pone trmino al monopolio es-tatal del transporte y la distribucin del gas natural en Mxico. Presumiblemente PEMEX no participar en la construccin de nuevos ductos, salvo en casos excep-cionales relacionados con la produccin de petrleo y gas.

1. Per: Predominio de la iniciativa privada y desarrollo del mercado interno

Las reservas de gas natural de Per ascienden a 201 000 MMm3 y les corresponde el quinto lugar en Amrica Latina. La mayor parte de las reservas son las de Camisea, en el Cuzco, cuya fase de explotacin est por iniciarse. Se estima que las reservas de gas natu-ral y condensados de Camisea podran llegar a unos 340 000 MMm3 (12 billones de pies cbicos) y 650 millones de barriles, respectivamente.

El gas natural tiene hoy escasa importancia en la produccin de energa primaria en el Per con una participacin de poco menos del 2%. La fuente prin-cipal es el petrleo, que representa el 50% seguido por la lea con 31% y la hidroenerga con 12%; correspon-de a los productos derivados de la caa de azcar y otras fuentes el porcentaje restante.

La produccin de gas natural es muy pequea: unos 258 MMm3 a mediados de los aos noventa. 7 Su participacin en la oferta total de energa primaria re-presenta slo 1.4% frente a una contribucin del pe-trleo que alcanza al 53% y a una participacin de 28% y 11%, respectivamente, de la lea y la hidroenerga.

La explotacin del gas de Camisea es una pieza fundamental de la poltica energtica peruana ya que permitir aumentar las reservas de gas natural y de condensados, impulsar la reconversin energtica ha-cia combustibles ms limpios y generar divisas por las probables exportaciones.

En mayo de 1996 se firm un contrato de licen-cia, por cuarenta aos, con el consorcio SHELL/MOBIL para la explotacin del yacimiento de Camisea; en las tres etapas del contrato se proyect una inversin to-tal de 2 400 millones de dlares. En este contrato el Estado se abstuvo de participar en la inversin y dej la ejecucin en manos del consorcio.

A mediados de julio de 1998, el consorcio SHELL/ MOBIL, al trmino de la primera etapa y tras arduas negociaciones entre las partes, decidi no continuar con la segunda etapa, con lo cual el contrato se dio por terminado. El consorcio consider que, en las actuales condiciones, el proyecto de Camisea otorgaba una ren-tabilidad del 8.4% para la inversin en el proyecto, la cual no era aceptable, pues no le permitira la recupe-racin de la inversin en los plazos deseados.

Para seguir adelante con la segunda etapa, el con-sorcio demandaba una serie de nuevos incentivos, como la aceptacin gubernamental de un precio para el gas natural que no se ajustaba a lo establecido en el contrato; la participacin en la distribucin del gas en Lima; la posibilidad de exportar gas a Brasil mediante la interconexin con el gasoducto Santa Cruz-So Pau-lo; y reformas de la legislacin elctrica peruana para garantizar un precio del gas natural que le permitiera competir con otros combustibles en el abastecimiento de energa a las centrales termoelctricas. En agosto de 1998 se form una Comisin de Alto Nivel encar-gada de sacar adelante una licitacin internacional para el desarrollo de este recurso, lo cual se prev para septiembre de 1999.

En 1998 comenz la produccin de gas natural de los campos de Aguayta. La inversin ejecutada per-mitir la explotacin de 6 314 MMm 3 (223 000 millo-nes de pies cbicos). Se estima que la produccin anual

7 La mayor parte de la produccin est destinada al consumo de la propia industria petrolera, abasteciendo tambin a la ciudad de Talara en el norte del pas.



ser de 569 MMm 3 cbicos (1.58 MMm 3 diarios) y que se obtendrn adems 4 000 barriles diarios de gas li-cuado de petrleo ( GLP). El gas ser usado para operar dos centrales termoelctricas: una para la ciudad de Pucallpa y la otra en Aguayta. Esta ltima, con capa-cidad de 140 MW, se enlazar con el sistema elctrico interconectado centro-norte (SICN).

Al momento de redactar este artculo no exista un marco regulatorio para la industria del gas natural en sus fases de produccin, transporte, distribucin y

comercializacin. En diciembre de 1996 se promulg la Ley 26734 que cre el Organismo Supervisor de la Inversin en Energa ( OSINERG); su funcin es fiscali-zar el cumplimiento de las disposiciones jurdicas y tcnicas relacionadas con las actividades de los subsec-tores de electricidad e hidrocarburos, as como de las normas de conservacin y proteccin del medio am-biente. Sin embargo, entre sus atribuciones no est la de fijar las tarifas para el transporte y distribucin del gas natural, ni la de otorgar concesiones.

IV

El auge de las inversiones en gas natural y la

integracin energtica regional

En Amrica Latina el gas natural se ha usado predomi-nantemente en la industria, sobre todo en la petroqu-mica, salvo en Argentina donde, desde hace muchos aos, se registra un uso comercial y residencial impor-tante. El gas natural no era utilizado para la generacin de energa elctrica, pues predominaban las centrales hidroelctricas, y las trmicas utilizaban combustibles derivados del petrleo ( fuel oil) y carbn.

En los ltimos aos, ha ido creciendo significa-tivamente la demanda de gas natural para la genera-cin de energa elctrica. Se estima que los pases de la regin requeriran ms de 90 GW de potencia en el perodo 1995-2005 y de 24 GW para el perodo 2005-2010, que debern ser abastecidos en su mayora por el sector privado (Kurtz, 1997). Esta demanda podra ser satisfecha con centrales trmicas a gas natural, con-siderando sobre todo que seran muy limitadas las po-sibilidades de desarrollo de proyectos hidroelctricos. 8 Se espera, asimismo, que la construccin de las cen-trales trmicas a gas natural contribuya a reducir las tarifas de electricidad, pues ese combustible es ms

8 Uno de los usos ms importantes del gas natural estar estrecha-mente ligado a la generacin de energa elctrica en todo el mundo. El pronstico de inversiones elctricas mundiales asciende a 2.28 billones de dlares para el perodo 1995-2010, de los cuales cerca de dos terceras partes sern realizadas en los pases en desarrollo. Para Amrica Latina, el monto de la inversin prevista en proyec-tos elctricos es de 203 000 millones de dlares para el mismo pe-rodo, de los cuales 23 000 millones corresponderan a proyectos de centrales trmicas a gas natural (Estados Unidos, Departamento de Energa, 1998).

barato que el fuel oil que se usa en las centrales trmi-cas 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 generacin hidroelctrica; a la nueva poltica de los organismos multilaterales de desarrollo (Banco Mundial y Banco Interamericano de Desarrollo) que supone el virtual cese del financiamiento de proyectos hidroelctricos; a las innovaciones tecnolgicas en las centrales trmi-cas de ciclo combinado, de construccin ms rpida y de menor costo que las centrales hdricas; a las mejo-ras en los sistemas de transporte y distribucin del gas natural y a la menor contaminacin del medio ambiente que produce el gas natural, en relacin con el carbn y el fuel oil.

Los planes nacionales para elevar el consumo de gas natural coinciden con diversas iniciativas que im-pulsan una mayor integracin energtica regional, co-mo la proliferacin de gasoductos que conectan pa-ses productores con pases consumidores.

Los proyectos de inversin de gas natural identi-ficados en la regin ascienden a ms de 29 000 millo-nes de dlares (cuadro 2). En su mayora, se trata de inversiones en gasoductos, ya sea internacionales o nacionales. En esta cifra no estn incluidas las inver-siones en proyectos relacionados, como la construccin de centrales trmicas o el desarrollo de complejos petroqumicos (la excepcin la constituyen los proyec-tos petroqumicos en Argentina y en Trinidad y Ta-bago).


CUADRO 2

Amrica Latina: Proyectos de gas natural(Millones de dlares)

ProyectosPasesInversin totalLongitudAvance

Proyectos de integracin regional

GasAndesaArgentina-Chile350450kmEjecutado

AtacamabArgentina-Chile900914En ejecucin

GasSurcArgentina-Chile400530En ejecucin

Tierra del Fuego-Cabo NegroArgentina-Chile701999

GauchodArgentina-Chile200440En ejecucin

Buenos Aires-MontevideoArgentina-Paraguay135200En ejecucin

MegaeArgentina500600En ejecucin

MercosurArgentina-Bol.-Bra.3 1001 500Factibilidad

Santa Cruz-So PauloBolivia-Brasil2 0001 350En ejecucin

Bolivia-ParaguayBolivia-Paraguay3001 000Factibilidad

Subtotal7 955

Proyectos nacionales

Petroqumica Baha BlancaArgentina700En ejecucin

PolisurArgentina250En ejecucin

Plan de masificacinColombia3 000En ejecucin

Distribucin de gas naturalMxico4 000En ejecucin

CamiseaPer2 500Factibilidad

AguaytaPer250215Ejecutado

Trinidad y TabagoTrinidad y Tabago5 000

Proyecto Cristbal ColnVenezuela5 500Factibilidad

Subtotal21 200

Total29 155

Fuente: Elaboracin propia sobre la base de los resultados de la investigacin.

a Mendoza-SantiagodEntre Ros-Uruguayana-Porto Alegre

b Salta-Atacama-MejilloneseNeuqun-Baha Blanca. Comprende exportacin a Brasil

c Neuqun-Bo Bo

V

Los regmenes regulatorios de la industria

de gas natural en Amrica Latina

1. Principios y objetivos de la regulacin

Al momento de redactar este informe, slo Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y Mxico contaban con le-yes para regular los mercados de transporte y distri-bucin de gas natural. En Per y Venezuela an no han sido promulgados los dispositivos correspondientes.9

9 Para el desarrollo de esta seccin se han consultado los dispositi-vos legales y las publicaciones de los entes y ministerios de los pases analizados. La lista completa puede encontrarse en Campodnico (1998).

Los principios de la regulacin gasfera son simi-lares en casi todos los pases analizados. Se trata de dar adecuada proteccin a los usuarios finales, tenien-do en cuenta que algunas fases de la industria del gas (transporte y distribucin) constituyen monopolios naturales. En estos casos, el Estado debe intervenir para garantizar la libre competencia, impedir los eventua-les abusos de una posicin dominante en el mercado, y favorecer la continuidad y calidad de la prestacin de los servicios. Cuando no es posible que estos se ofrezcan en condiciones de competencia es indispen-sable que intervenga el Estado para que las operacio-nes sean eficientes, lo que implica la optimizacin de la relacin calidad-precio.



Los programas de accin de los entes regulado-res se basan en los principios de la regulacin gasfera que comprenden, entre otros: una utilidad justa o ra-zonable; competencia; eficiencia y racionalidad; opti-mizacin de la calidad; confiabilidad, seguridad y con-tinuidad del servicio; acceso sin discriminaciones; y cobertura mxima. Alrededor de estos principios los marcos reguladores contemplan objetivos como:

0. Favorecer los intereses y derechos de los usua-rios mediante el mejoramiento de la calidad del servi-cio pblico y su disposicin final para asegurar una mejor calidad de vida a los usuarios;

0. Promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural evitando el abuso por una posicin dominante en el mercado;

0. Propender a una mejor operacin, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminacin y uso ge-neralizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribucin de gas natural;

0. Regular el transporte y distribucin de gas na-tural, asegurando que las tarifas que se apliquen sean justas y razonables;

0. Asegurar la prestacin continua e ininterrumpi-da de los servicios, sin excepcin alguna, salvo cuan-do existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden tcnico o econmico que lo impidan;

0. Elevar los ndices de seguridad y reduccin de incidentes vinculados con las prestaciones;

0. Estimular el uso racional del gas natural velan-do por la adecuada proteccin del medio ambiente;

0. Promover la inversin para asegurar el suminis-tro a largo plazo.

Las legislaciones vigentes no incluyen un trata-miento explcito de los asuntos relacionados con la equidad social y la participacin de los usuarios, sal-vo en Colombia, donde la legislacin seala que debe ampliarse permanentemente la cobertura aplicando mecanismos que compensen la insuficiente capacidad de pago de los usuarios y debe garantizarse a los usua-rios el acceso adecuado a los servicios y la participa-cin en su gestin y fiscalizacin.

1. Carcter de servicio pblico

Todos los pases analizados establecen una distincin entre las fases de produccin y las de transporte y dis-tribucin. La produccin de gas natural se considera de inters general, y se rige de acuerdo con las nor-mas convencionales del mercado y la competencia, por lo que no est sujeta a regulacin. En trminos con-cretos, esto significa que el precio del gas natural en

boca de pozo llamado tambin precio del gas de primera mano se rige por leyes de la oferta y la de-manda.

El transporte y la distribucin del gas natural son considerados actividades de servicio pblico y por lo tanto, son objeto de regulacin por parte del Estado.

1. Establecimiento de entes reguladores

En todos los pases que cuentan con marcos regula-torios se han creado entes reguladores cuya constitu-cin es variable segn sea la forma de organizacin del Poder Ejecutivo. Sin embargo, tienden en general a contar con autonoma administrativa. En algunos ca-sos estn adscritos a ministerios o secretaras de Estado (Argentina, Colombia), en otros forman parte de los sistemas nacionales de regulacin (Bolivia) y en Chile, la regulacin es ejercida por una comisin interministerial. Presentan tambin particularidades de financiamiento. En algunos casos dependen del presu-puesto general, pero en otros (Bolivia y Colombia) se financian con aportes de las empresas reguladas.

En Argentina se constituy el Ente Nacional Re-gulador del Gas (ENARGAS) ubicado en el mbito del Ministerio de Economa, Obras y Servicios Pblicos. En Bolivia existe la Superintendencia de Hidrocarbu-ros, perteneciente al Sistema de Regulacin Sectorial (SIRESE) que es parte del Poder Ejecutivo, bajo la tuicin del Ministerio de Hacienda y Desarrollo Econmico. En Colombia existe la figura jurdica de Empresa de Servicio Pblico que tiene una legislacin especfica.

En el sector acta la Comisin de Regulacin de Ener-ga y Gas Combustible, adscrita al Ministerio de Mi-nas y Energa como una unidad administrativa espe-cial, con independencia administrativa, tcnica y pa-trimonial. Adems, se constituy la Superintendencia de Servicios Pblicos Domiciliarios que, por encargo de la Presidencia de la Repblica, ejerce el control, inspeccin y vigilancia de las entidades que prestan esos servicios. En Chile no existe un ente regulador es-pecializado en la industria del gas natural. La Comi-sin Nacional de Energa, dirigida por un Ministro Presidente de la Comisin, se ocupa de la regulacin en tanto que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, adscrita al Ministerio de Economa, ejer-ce funciones de fiscalizacin. En Mxico, la Comisin Reguladora de Energa (CRE) tiene a su cargo la regu-lacin del gas; es un organismo descentralizado de la Secretara de Energa, que a su vez es una dependen-cia del Poder Ejecutivo.

Las funciones de los entes reguladores son simi-lares en casi todos los pases analizados; a saber:



0. Otorgar concesiones y licencias a los transpor-tistas y distribuidores de gas natural y declarar o dis-poner su caducidad o revocatoria.

0. Vigilar el cumplimiento de las obligaciones y derechos de los concesionarios y licenciatarios.

0. Proteger los derechos de los consumidores, car-gadores, concesionarios y productores.

0. Asegurar el cumplimiento de las disposiciones antimonopolistas y de defensa de la competencia.

0. Garantizar el acceso libre e indiscriminado a los

ductos.

0. Regular, fijar tarifas y promover la eficiencia y la continuidad de los servicios de transporte y distri-bucin.

0. Realizar todos los actos inherentes y necesarios para el cumplimiento de sus funciones de acuerdo a las normas vigentes.

Sin embargo, los entes reguladores presentan tam-bin caractersticas y atribuciones particulares. En Chile, las tarifas de transporte y distribucin se fijan libremente y no estn sujetas a regulacin, salvo en el caso de usuarios de menos de 100 Gigajoule. En Mxi-co, el organismo que fija las tarifas de transporte y distribucin es el Comit de Productos Petrolferos, Gas Natural y Productos Petroqumicos, integrado por una serie de organismos entre los que se encuentra la Secretara de Energa.

1. Prohibicin de la integracin vertical

El tema de la integracin vertical ha preocupado a los encargados de la regulacin. Segn el tipo de activi-dad y la dimensin de los mercados objeto de regula-cin, se considera que la integracin vertical podra generar situaciones que afectaran a la competencia.

En la regulacin regional de la industria del gas natural slo en Chile no existe prohibicin expresa. La integracin vertical entre las actividades de produccin, transporte y distribucin se prohbe explcita y categ-ricamente slo en Argentina y Colombia, mientras que en Bolivia y Mxico se prohbe con excepciones.

La legislacin de Bolivia autoriza la integracin vertical para proyectos y operaciones en zonas aisla-das que no sean financiables ni econmicamente ren-tables sin ella; o cuando sea necesario para el desarro-llo de nuevos mercados internos de distribucin de gas natural por redes, cuya eficiencia depende de la inte-gracin vertical.

En Mxico, la Comisin Reguladora de Energa (CRE) puede autorizar la integracin vertical cuando, a su juicio, sta redunde en beneficios de eficiencia y

rentabilidad en la prestacin del servicio o cuando sea estrictamente necesaria por no existir la infraestructu-ra de transporte requerida para desarrollar el mercado de una zona geogrfica determinada y no haya otros interesados en acometer el proyecto de transporte o distribucin.

1. Libre acceso a las redes de transporte y distribucin

En Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y Mxico se establece que los concesionarios, licenciatarios o per-misionarios debern permitir a los usuarios el acceso abierto, sin ningn tipo de discriminaciones, a los ser-vicios de sus respectivos sistemas. Sin embargo, la legislacin vigente incluye algunas limitaciones respec-to del libre acceso que tienen relacin con la capaci-dad disponible o no contratada y con la utilizacin efectiva de la capacidad contratada. Se precisa que, en cualquier caso, el usuario potencial debe celebrar el contrato correspondiente para la prestacin del servi-cio.

En Colombia, estn en vigencia cdigos de trans-porte y de distribucin que establecen los mecanismos para que los productores, comercializadores, grandes consumidores y distribuidores puedan ejercer el prin-cipio del libre acceso a las redes.

1. Formacin de los precios en boca de pozo

En la mayora de los pases analizados el precio del gas natural en boca de pozo es de inters general y por lo tanto, no est sujeto a regulacin. Sin embargo, exis-ten problemas para determinar el precio del gas ya que, a diferencia del petrleo, no existe para el gas natural una cotizacin internacional de referencia. En algunos casos, se toma como referencia el precio internacional del fuel oil, combustible que puede ser sustituido por el gas natural. Podra suceder que, a medida que au-mentan las reservas de gas y se incrementan las posi-bilidades de sustitucin de otros combustibles, el costo de oportunidad se encuentre ms ligado a los cos-tos medios de produccin, transporte y distribucin del gas.

En Argentina, el precio del gas natural en boca de pozo es de inters general, pues resulta del libre juego de la oferta y la demanda, mientras que en Bo-livia, donde la mayor parte del gas es exportado a Argentina, el precio es concertado en negociaciones entre ambos pases. Lo propio ocurrir con las futuras



exportaciones a Brasil a travs del gasoducto Santa Cruz-So Paulo. 10En Colombia, la ley establece que habr libertad de precios cuando exista una competencia efectiva entre los proveedores y no haya una situacin de do-minio del mercado, la que ser calificada por el ente regulador. En la transicin, si bien pueden aplicarse varias modalidades para la fijacin del precio, ECOPE-TROL compra el gas natural a sus asociados al precio internacional del fuel oil. 11

En Chile, los precios son decididos libremente por los exportadores e importadores, de acuerdo con lo determinado en el protocolo de complementacin eco-nmica entre Argentina y Chile, suscrito en 1995.

En Mxico, los precios del gas seco son equipa-rados con los del sur de Texas, por la posibilidad de acceso a ese mercado, ms los costos de transporte y de servicio y el impuesto al valor agregado. Para la fijacin de los precios internos, se aplica el ndice de precios internos de los combustibles y se vinculan con una canasta de precios del mercado de Estados Uni-dos, ms el costo de transporte en lnea con el sistema de paridad de importaciones.

En Per, las autoridades todava no han legislado sobre la materia. Sin embargo, en los contratos de petrleo y gas natural se ha determinado la forma de valoracin en cada caso, pero en general rige el pre-cio de mercado. As, por ejemplo, en el contrato con el consorcio Shell/Mobil para la explotacin del gas de Camisea suscrito en mayo de 1996 se estipula que

el valor del gas natural se calcular segn el precio realizado que deber reflejar el precio de mercado del gas producido en el rea del contrato. El precio reali-zado se define como el precio efectivamente pagado

por el comprador al contratista de gas natural, en este caso el consorcio Shell/Mobil.12

En Venezuela, los precios reflejan el costo de oportunidad y varan segn la ubicacin geogrfica. 13 A modo de referencia, debe indicarse que en Estados Unidos los precios son libres y registran fluctuaciones significativas segn la estacin del ao. 14

1. Regulacin de tarifas de transporte y distribu-cin

En Argentina, Bolivia, Colombia y Mxico los entes reguladores fijan las tarifas de transporte y distribucin de gas natural; en Chile, en cambio, slo regulan las tarifas para usuarios de menos de 100 Gigajoules. En los pases que regulan, la tarifa que abona el usuario final es el resultado del precio del gas natural, nego-ciado en el mercado mayorista, ms las tarifas por los servicios de transporte y distribucin. Existen, sin em-bargo, diferentes mtodos de clculo de las tarifas de transporte y distribucin.

En Argentina, ENARGAS aprueba las tarifas y adop-ta una tarifa mxima o precio tope, ajustable por un ndice de precios y un factor de productividad. Al ser tarifas mximas, el prestador del servicio puede dis-minuirlas segn su conveniencia comercial (mantener o ampliar mercados) sin autorizacin de ENARGAS, te-niendo siempre en vista la recuperacin de los costos.

ENARGAS debe garantizar a los transportistas y dis-tribuidores, que operen de manera adecuada, la obten-cin de ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables del servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable. El con-cepto de rentabilidad razonable se define, en el marco jurdico vigente en la Argentina, como la que podra obtenerse en otras actividades de riesgo equiparable; debe, adems, guardar relacin con cierto grado de eficiencia y prestacin satisfactoria de los servicios.

Las tarifas fijadas por ENARGAS deben tomar en cuenta las diferencias que pudieran existir entre los distintos tipos de servicios en cuanto a su forma de



prestacin, ubicacin geogrfica, distancia relativa de los yacimientos y cualquier otra modalidad que ese ente califique como atinente. Si bien el precio de ven-ta del distribuidor al consumidor incluye los costos de adquisicin y otros involucrados en la prestacin del servicio, corresponde al ente regulador asegurar a los consumidores el costo mnimo compatible con la se-guridad del abastecimiento.

En Mxico, el sistema tarifario adoptado es tam-bin el de tarifa mxima, siendo propuesta a la Comi-sin Reguladora de Energa por los interesados en prestar el servicio. Las tarifas iniciales que se adopten deben permitir que stos utilicen racionalmente los recursos y en la eventualidad de su ajuste, garantizar ingresos suficientes para cubrir los costos adecuados de operacin y mantenimiento aplicables al servicio, los impuestos, la depreciacin y una rentabilidad ra-zonable. El mecanismo no asegura pues, necesariamen-te, los ingresos, costos o rentabilidad esperados por quienes soliciten permiso para prestar el servicio.

El mtodo de fijacin de tarifas no es aplicable cuando, a juicio de la Comisin Reguladora de Ener-ga, hay condiciones de competencia efectiva. Por lo tanto, los concesionarios pueden solicitar al ente regu-lador que se pronuncie sobre la vigencia efectiva de la competencia.

En Bolivia se aplica la regulacin mediante tasa de retorno. Las tarifas para el transporte de hidrocar-buros y sus derivados por ductos, as como para la distribucin de gas natural por redes, son aprobadas por la Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema de Regulacin Sectorial.

El mecanismo establecido permite que la tarifa garantice una determinada rentabilidad de la inversin realizada por el concesionario. Para estos efectos, el ente regulador debe asegurar el costo ms bajo a los usuarios del sistema de transporte de hidrocarburos y sus derivados, as como de la distribucin de gas na-tural por redes, precautelando la seguridad y continui-dad del servicio. El costo debe asegurar a los conce-sionarios con una administracin racional y pruden-te ingresos suficientes para cubrir todos sus gastos de operacin, impuestos (con excepcin del impuesto a la remisin de utilidades al exterior), depreciacin y costos financieros para obtener una rentabilidad razo-nable sobre su patrimonio neto. Corresponde adems, al ente regulador estimular a los concesionarios para que incrementen la eficiencia de sus operaciones.

En Colombia no existe un sistema tarifario ni-co. Si no hay una posicin dominante en el mercado y por tanto, existe un rgimen de competencia situa-

cin que debe ser calificada por el ente regulador las empresas de servicio pblico de gas deciden libremente sus tarifas. En caso contrario se someten al rgimen de regulacin que prev las modalidades de libertad vigilada y libertad regulada. La primera rige cuando existe competencia y la segunda cuando las condicio-nes del mercado exigen la intervencin del ente regu-lador.

Las empresas se rigen por las frmulas que defi-ne peridicamente el ente regulador para la fijacin de tarifas. Sobre la base del estudio de costo, el ente pue-de establecer topes tarifarios mximos y mnimos, de cumplimiento obligatorio, y definir cundo conviene aplicar los regmenes de libertad regulada o vigilada. En Colombia se combinan los mtodos de tarifa

mxima con la variante de tarifa mnima y de tasa de retorno de la inversin.

La ley establece que la metodologa para la fija-cin de las tarifas estar orientada por los criterios de eficiencia econmica, neutralidad, solidaridad, redistri-bucin, suficiencia financiera, simplicidad y transpa-rencia; establece adems que los criterios de eficien-cia econmica y suficiencia financiera tienen prioridad en la definicin del rgimen tarifario. Si se presentara contradiccin entre ambos criterios, las tarifas se defi-nen aplicando el criterio de suficiencia financiera, el que, a juicio del regulador, garantiza la eficiencia eco-nmica.

El rgimen procurar que las tarifas se aproximen a lo que seran los precios de un mercado competiti-vo. Para estos efectos, las frmulas de fijacin de ta-rifas deben tener en cuenta no slo los costos sino los aumentos de productividad esperados, que deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurrira en un mercado competitivo. As las frmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestin ineficiente, ni permitir que las empre-sas se apropien de las utilidades provenientes de prc-ticas restrictivas de la competencia.

En los servicios pblicos las frmulas tarifarias deben reflejar siempre el nivel y la estructura de los costos econmicos de prestar el servicio, as como la demanda.

Todos los consumidores tienen el derecho al mis-mo tratamiento tarifario si las caractersticas de los costos que ocasionan a las empresas prestatarias son iguales. El ejercicio de este derecho no debe impedir que las empresas de servicios pblicos ofrezcan opcio-nes tarifarias y que el consumidor escoja la que ms le convenga.



Al poner en prctica el rgimen tarifario se adop-tarn medidas para asignar recursos a fondos de soli-daridad y redistribucin, para que los usuarios de los estratos altos y los usuarios comerciales e industriales, ayuden a los usuarios de estratos bajos a pagar las tarifas de los servicios que cubran sus necesidades bsicas.

Las frmulas tarifarias deben garantizar la recu-peracin de los costos y gastos propios de operacin, incluidos la expansin, la reposicin y el mantenimien-to, y permitir remunerar (mtodo de la tasa de renta-bilidad) el patrimonio de los accionistas en la misma forma que lo habra remunerado una empresa eficien-te en un sector de riesgo comparable; utilizar para ello las tecnologas y sistemas administrativos que garan-ticen la mejor calidad, continuidad y seguridad del servicio.

Las frmulas para la fijacin de tarifas se elabo-rarn en forma tal que se facilite su comprensin, apli-cacin y control.

El rgimen tarifario ser explcito y completamen-te pblico para todas las partes involucradas en el ser-vicio y para los usuarios.

1. Subsidios cruzados y subsidios fiscales

Las polticas aplicadas en los pases analizados se di-ferencian en cuanto a la aplicacin de subsidios. Se aprecian dos tendencias en los pases de la regin:

La prohibicin de subsidios cruzados y la posibi-lidad de aplicar subsidios fiscales se advierten en Ar-gentina, Bolivia, Chile y Mxico. En Argentina estn prohibidos los subsidios cruzados, pero pueden apli-carse subsidios fiscales o gubernamentales, siempre que estn previstos explcitamente en el presupuesto nacional. Estos pueden otorgarse a los usuarios resi-denciales del sur del pas y a la denominada clase pasiva.

En Bolivia no se permiten subsidios cruzados, pero la jurisprudencia no especifica si pueden o no apli-

carse subsidios fiscales. En Chile tampoco estn per-mitidos los subsidios cruzados. Sin embargo, en el caso de consumidores de menos de 100 Gigajoule, las tari-fas pueden ser reguladas si se demuestra que el siste-ma tarifario permite obtener ingresos de explotacin que otorguen una rentabilidad econmica superior en 5% a la tasa de costo anual del capital.

Los subsidios cruzados no estn permitidos en Mxico. El otorgamiento de subsidios fiscales a travs de las tarifas slo podr derivarse de disposiciones adoptadas por las autoridades competentes y debern cubrirse con recursos que stas registren para tales propsitos. Su otorgamiento no deber afectar los in-gresos de los permisionarios ni representar un costo adicional para los mismos. Su aplicacin deber ser transparente y quedar explcita en las tarifas que se cobren a los usuarios.

En Colombia estn permitidos los subsidios cru-zados con el objeto de beneficiar a los sectores de bajos ingresos. Las empresas de servicio pblico que sumi-nistren o comercialicen gas combustible los recauda-rn, en nombre de los consumidores que abastecen, aportando al Fondo de Solidaridad y Redistribucin de Ingresos de la Nacin la suma que resulte de aplicar el factor pertinente del 20% al costo econmico del suministro, en puerta de ciudad, segn lo que dispon-ga la Comisin de Regulacin de Energa y Gas do-miciliario. Los recursos de dichos fondo sern desti-nados a dar subsidios a los usuarios de estratos de bajos ingresos, como inversin social, en los trminos que fije la ley. Los Fondos de Solidaridad y Redistribucin de Ingresos creados por los concejos municipales re-ciben las transferencias de las empresas de servicios pblicos y conceden los subsidios segn las reglas establecidas por la ley.

La legislacin de los pases analizados no inclu-ye referencias al rgimen tributario, pudiendo inferirse que las empresas que operan en la industria del gas natural se someten al rgimen tributario comn

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

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