precios de referencia de suministro de gas natural

Precios de Referencia de Suministro de Gas Natural 2009 - 2015

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PRECIOS DE REFERENCIA

DE SUMINISTRO

DE GAS NATURAL

2009 - 2015


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INTRODUCCIÓN

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En Concentra –Inteligencia en Energía trabajamos para que el sector del gas natural en Colombia tenga a su disposición toda la información que necesita para facilitar y asegurar su normal funcionamiento. Históricamente en el país la información de precios de suministro de gas natural ha sido limitada y dispersa. Existe entonces una necesidad apremiante de contar con información confiable, condensada y de fácil consulta sobre precios nacionales de suministro de gas. Para suplir esta necesidad, Concentra, pone a disposición de todos los interesados este informe sobre Precios de Referencia de Suministro de Gas Natural 2009 - 2015.

Adicionalmente, es importante contemplar que dada la escala de producción en el país y los requerimientos de inversión para licuefacción, el gas natural producido en Colombia no es transable en mercados internacionales. Lo anterior, unido a la liberación del precio regulado de la Guajira en 2013, hace que los precios internacionales no sean un referente directo para las negociaciones de gas en el país.

Este informe recopila información de precios en el mercado primario de suministro de gas natural de las principales fuentes disponibles, la cual puede ser utilizada como referencia durante el proceso comercialización del año 2015.

El informe se divide en cuatro (4) secciones, esto de acuerdo con la fuente utilizada para construir los análisis.

Señal de Referencia por Facturación: la Señal de referencia por facturación de suministro en el mercado no regulado, es un cálculo realizado por CONCENTRA que relaciona el suministro facturado y las cantidades tranzadas de suministro de gas natural en el mercado primario.

Precios de Regalías: la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH- calcula y publica el precio base de liquidación de las regalías y compensaciones producto de la explotación de los recursos naturales no renovables tales como el gas natural.

Precios Procesos de Comercialización: resumen, publicado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG-, de los resultados de las negociaciones directas de gas natural en virtud de los procesos de comercialización de los años 2013 y 2014.

Precio de Contratos en el Mercado Primario (Gestor del Mercado): precio promedio, ponderado por cantidades, al que se negoció cada modalidad de contrato de suministro, en cada punto de entrega. Publicado por el Gestor del Mercado según lo dispuesto en el Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013.

Esperamos que este informe contribuya a mejorar la disponibilidad de información de precios de gas natural, de cara a la negociación directa de gas natural que se realizará entre el 18 de septiembre y el 1 de octubre de 2015.


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ANTECEDENTES

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La regulación de la comercialización de gas natural en Colombia ha avanzado hacia mayores grados de estandarización, buscando promover el desarrollo del mercado. La expedición de la Resolución CREG 089 de 2013 es el más reciente paso en este proceso y su implementación vino acompañada de la homogenización del régimen de precios de suministro. Es así como a partir de agosto de 2013, el precio de suministro del gas natural en el país se libera en todos los campos de producción.

Luego de la liberación del precio del gas del campo Cusiana en el año 2005, la comercialización de gas natural en Colombia estuvo segmentada según el régimen de precios aplicable, regulado en los campos de la Guajira y libre en los demás campos.

El Decreto 2687 de 2008 del Ministerio de Minas y Energía -MME y la Resolución CREG 095 de 2008, definieron los procedimientos de comercialización que se aplicaron en los tres años siguientes. Para los campos con precio regulado, el decreto definió el orden que debían aplicar los productores comercializadores para asignar la producción de gas disponible para ofertar en firme. Para los demás campos se estableció la realización de subastas cuando las solicitudes de compra de gas recibidas por los productores superaban la oferta disponible para la venta. La aplicación de estos procedimientos llevó a la ejecución de dos subastas de suministro en 2009 y 2010, para el gas proveniente del campo Cusiana. En el 2009, Ecopetrol adjudicó mediante subasta 32 GBTUD a un precio de 6.14 USD/MBTU. En el 2010, BP adjudicó 40 GBTUD a 4.73 USD/MBTU.

En el año 2011, el MME, a través del Decreto 2100 estableció los lineamientos de política para asegurar el abastecimiento de gas natural en el país. De acuerdo en este Decreto, la CREG debía definir los nuevos mecanismos y procedimientos para la comercialización de gas natural, conforme a los lineamientos del Ministerio: 1) promoción de la competencia, 2) formación de precios eficientes, 3) mitigación de los efectos de concentración del mercado y 4) generación de información oportuna y eficiente para los agentes del sector.

Con base en estos lineamientos la CREG expidió una resolución de carácter transitorio, 118 de 2011, que definió los procedimientos de comercialización para el periodo comprendido entre enero de 2012 y diciembre de 2013. Entre los procedimientos establecidos están la negociación en un periodo de 79 días y la centralización de la información de oferta, solicitudes de compra y resultados de las negociaciones (precio y cantidad) a través de una página de internet implementada por el Consejo Nacional de Operación de Gas CNO-Gas. De esta forma surgió el Sistema de Información de Gas, SIGA, en el cual se registró la información de los contratos para el suministro de gas natural en 2012 y 2013.

La Resolución CREG 118 de 2013 mantuvo la segmentación de los procedimientos de comercialización según el régimen de precios de cada campo. Para los campos con precio regulado se asignaba el gas por tipo de demanda según el orden establecido por el Decreto 2100 de 2011. Para campos con precio libre, el mecanismo de comercialización, subasta o negociación libre, se definía según la comparación que


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hacía cada productor entre su oferta y las solicitudes de compra recibidas. El mecanismo de comercialización en este caso fue la negociación bilateral entre compradores y vendedores. Una vez finalizado el periodo de comercialización de 79 días, se presentaron excedentes de gas que se negociaron libremente según lo establecía la Resolución CREG 118 de 2013. Como resultado de la aplicación de la Resolución CREG 118 de 2011, para el gas de Ballena se contrató una cantidad mensual entre 71 y 215 GBTUD con un rango de precios entre 5.63 y 6.04 USD/MBTU. En el caso del gas de Cusiana y Cupiagua, las cantidades suministradas cada mes fluctuaron entre 144 y 219 GBTUD y el precio de se ubicó entre 3.38 y 3.9 USD/GBTUD.

Durante el 2012 y 2013, la CREG trabajó en la definición del nuevo marco regulatorio para la comercialización de gas natural, que debía aplicar los lineamientos dados por el Ministerio en el Decreto 2100 de 2011. El resultado final fue la expedición de la Resolución CREG 089 de 2013 y la liberación del precio de suministro de gas en boca de pozo a través de la Resolución CREG 088 de 2013. Bajo esta nueva reglamentación, el mecanismo de comercialización de gas natural en el mercado primario, negociación directa o subasta, se establece anualmente de acuerdo con el balance entre oferta y demanda que realiza la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME. Este balance considera la totalidad de la oferta declarada por los productores al Ministerio de Minas y Energía y las proyecciones de demanda que elabora la UPME.

Cuando el mecanismo de comercialización es la negociación directa, esta ocurre durante un periodo de hasta 10 días hábiles definido por la CREG. Para la contratación de los excedentes de gas resultantes, se establecen subastas bimestrales de contratos firmes y subastas mensuales de contratos interrumpibles. En el caso de una subasta, la CREG introdujo la figura del subastador, que se encarga de aplicar el procedimiento de subasta definido en la resolución.

La Resolución CREG 089 de 2013 también reguló aspectos comerciales como las modalidades de contratos permitidos y la duración de los mismos. Así mismo, dejó en cabeza del Gestor de Mercado, la centralización, administración y publicación de la información comercial y operativa de los mercados primario y secundario de gas natural.

Desde la expedición de la Resolución CREG 089 de 2013, se han llevado a cabo dos procedimientos de comercialización mediante negociación directa. En el primero, realizado entre el 15 y el 28 de octubre de 2013 se negociaron contratos de suministro por un total de 673 GBTUD. La segunda negociación directa, entre el 22 de septiembre y el 3 de octubre de 2014, se negociaron 252 GBTUD. En el 2015, el mecanismo de comercialización definido por la CREG fue de nuevo la negociación directa, que se desarrollará entre el 18 de septiembre y el 1 de octubre de 2015.

En diciembre de 2014, la regla de indexación de precios establecida en la Resolución CREG 089 para contratos de más de un año de duración, arrojó un incremento de 25% para el gas de la Guajira. Ante la magnitud de este incremento, el gobierno y los actores del mercado en la costa, compradores y vendedores, buscaron una alternativa para actualizar los precios de los contratos. La alternativa acogida fue permitir que el mecanismo de indexación fuera determinado libremente por las partes, compradores y vendedores, así quedó establecido en la Resolución CREG 105 de 2015.


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A dos años de la implementación del nuevo marco regulatorio, el mercado de gas natural tiene

información de los precios obtenidos bajo el régimen de libertad en todos los campos de producción, los

cuales responden a la interacción de la oferta y la demanda. Si bien aún están vigentes contratos

negociados antes de la expedición de la Resolución CREG 089 de 2013, su participación en el total

contratado en el país es 28%. Dicho de otra manera, el 72% del gas contratado en el país se negoció bajo

un precio libre y con las reglas del nuevo marco regulatorio.


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SEÑAL DE REFERENCIA POR FACTURACIÓN DE SUMINISTRO (SRFS)

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CONCENTRA calcula periódicamente la Señal de Referencia por Facturación de Suministro -SRFS- en el mercado no regulado, que corresponde a un indicador con base en una relación entre la facturación de suministro en pesos y la cantidad de energía transada de suministro de gas natural en el mercado primario. Este cálculo, tiene en cuenta los contratos vigentes de cada mes, por lo que puede incluir información de contratos negociados antes y después a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013.

A continuación se presenta la evolución, para el periodo 2009 a 2015, de la Señal de Referencia por Facturación. En el Anexo 1, se pueden consultar las tablas con la información mensual.

Señal de Referencia por Facturación de Suministro por campos de producción

A continuación se presenta la evolución, para el periodo 2009 a 2015, de la Señal de Referencia por Facturación de Suministro –SRFS- para los campos de La Guajira y Cusiana. Adicionalmente, se incluye como referencia el precio regulado de La Guajira, que estuvo vigente hasta julio de 2013, el cual es todavía suministrado por Ecopetrol.

Fuente: Concentra – Inteligencia en Energía y Ecopetrol| Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía


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En los campos de La Guajira la Señal de Referencia alcanzó su máximo valor de 5.76 US$/MBTU en febrero de 2012, mientras que el mínimo fue de 2.62 US$/MBTU en diciembre de 2009.

Cabe resaltar que mediante la Resolución CREG 088 de 2013 se libera el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, a partir del mes de agosto del mismo año. En la siguiente grafica se muestra la evolución de la Señal de Referencia, desde el momento de la liberación del precio máximo regulado.

Fuente y Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía

Antes de la liberación del precio máximo regulado, la SRFS de La Guajira se mantuvo muy cercana al techo impuesto. Esta situación cambia a partir de la liberación, en donde la señal permaneció por debajo del precio regulado en aproximadamente un 12%. Sin embargo, a partir de enero de 2015, la SRFS para La Guajira vuelve a ubicarse por encima de lo que hubiera sido el precio máximo regulado.

Lo anterior permite evidenciar que el precio interno del gas natural no tiene relación directa con los precios de referencia internacional del crudo y sus derivados, los cuales fueron utilizados como índice para el cálculo del precio máximo regulado de los campos de La Guajira.

Por otra parte, para el campo Cusiana, la SRFS presentó en febrero del 2012 su máximo valor, 4.75 US$/MBTU; en tanto que para febrero del 2009 registró el menor valor, 1.75 US$/MBTU.

Para el periodo de agosto de 2013 a mayo de 2015, en promedio la SRFS para los campos de La Guajira ha sido un 26% superior a la del campo Cusiana.


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Señal de Referencia por Facturación de Suministro por región

A continuación se presenta la evolución de la SRFS, para el periodo 2009 a 2015, con destino a las regiones Costa e Interior.


Para la región Costa el máximo valor de la Señal de Referencia se presentó en febrero del 2012, con un

valor de 5.64 US$/MBTU, mientras que el menor se presentó en marzo del año 2009, con un valor de

2.12 US$/MBTU.

En la región Interior, el máximo valor de la SRFS se presentó en diciembre del 2012, con un valor de 5.43

US$/MBTU, mientras que menor se presentó en diciembre del 2009, con un valor de 2.23 US$/MBTU.


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En el periodo de enero 2009 a mayo de 2015, la SRFS de la región Costa se mantiene superior a la de la

región Interior en un 16%, aproximadamente. Esta diferencia se debe a que la producción de La Guajira,

que tiene un precio superior, abastece sólo parte de la demanda de gas natural del interior del país, en

un 26% aproximadamente, mientras que en la Costa este porcentaje es 80%.


Señal de Referencia por Facturación de Suministro por sector de consumo en la región Costa

A continuación se presenta la evolución de la Señal de Referencia por Facturación, para el periodo 2009 a 2015, de los principales sectores de consumo en la región Costa.



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En el periodo de análisis 2009 a 2015 en la región Costa el promedio de la SRFS para el sector de

consumo Comercializadores fue de 4.94 US$/MBTU, para Industriales 4.06 US$/MBTU y para el sector

Termoeléctrico 4.71 US$/MBTU.


Señal de Referencia por Facturación por sector de consumo en la región Interior

A continuación se presenta la evolución de la SRFS para el periodo 2009 a 2015, de los principales sectores de consumo en la región Interior.



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En el periodo de análisis 2009 a 2015, en la región Interior el promedio de la SRFS para el sector de

consumo Comercializadores fue de 4.12 US$/MBTU, para GNVC 3.01 US$/MBTU, para Industriales 3.69

US$/MBTU y para el sector Termoeléctrico 3.43 US$/MBTU.



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EVOLUCIÓN PRECIOS DE REGALÍAS

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La Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH- calcula y publica el precio base de liquidación de las regalías y compensaciones –PR- producto de la explotación de los recursos naturales no renovables tales como el gas natural.

Dado que el precio de venta que deben reportar los productores se basa en los precios establecidos en los contratos de suministro, el precio base de liquidación de regalías de gas natural – PR se convierte en un indicador de los precios del mercado primario para cada campo de producción.

El cálculo del precio base de liquidación de regalías de gas natural, se realiza de manera mensual y para cada campo de producción. Para esto los productores reportan a la ANH el precio de venta promedio ponderado por la cantidad de gas comercializado, en el campo y durante el mes. Así mismo, reportan el costo en el que incurren para llevar el gas desde boca de pozo hasta el punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte – SNT- o al punto de entrega.

A partir de esta información la ANH calcula el PR como la diferencia entre los precios de venta y los costos aplicables en cada campo de producción.

A continuación se muestra la información de evolución de precios de regalías para campos de producción de La Guajira y Cusiana.

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos y Ecopetrol | Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía


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Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos | Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos | Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía

Según los datos de la ANH, el precio de La Guajira presentó su mayor alza en el 2012, con un aumento del 23.3% con respecto al promedio ponderado del precio del 2011. Por otro lado, la variación más baja la tuvo en 2014 con un decrecimiento del -4.7% con respecto a los datos del 2013. Esta caída en el precio coincide con la primera negociación directa de suministro después de la liberación del precio, cuando el precio de los contratos del gas de La Guajira fue 3.97 USD/MBTU, un valor 30% inferior al precio regulado que estuvo vigente hasta agosto de 2013 que era 5.65 USD/MBTU.

Para el caso de Cusiana, el precio ha experimentado una tendencia anual a la baja desde el 2013 hasta el tiempo transcurrido de 2015. El precio de Cusiana presentó la variación más alta en el 2011, 18%, y la variación más baja en lo que se lleva del 2015, -9.23%.


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PRECIOS PROCESOS DE COMERCIALIZACIÓN

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A continuación se presenta un resumen de los resultados de las negociaciones directas de gas natural en virtud de los procesos de comercialización de los años 2013 y 2014.

La nueva reglamentación para la comercialización de gas natural, que incluye la liberación del precio del gas de los campos de la Guajira, se empezó a aplicar en agosto de 2013. Desde entonces, se han realizado dos procesos de negociación directa en los que el precio del gas natural ha sido determinado por la interacción de compradores y vendedores. La primera negociación se realizó entre el 15 y el 28 octubre 2013 y la segunda entre el 22 septiembre y el 3 de octubre 2014.

Antes de la primera negociación el precio regulado del gas de Guajira era de 5.6537 US$/MBTU. En la negociación directa de 2013, el precio promedio del gas de Guajira fue 3.97 US$/MBTU (Circular CREG 002 de 2014). En la última negociación, que se llevó a cabo en el 2014, el precio de La Guajira alcanzó los 5.0795 US$/MBTU (Circular CREG 090 de 2014), lo que representa un incremento del 28% respecto al año anterior.

Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG


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Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG

De la tabla anterior, se puede resaltar que el precio máximo que se presentó en Ballena fue de 6.07 USD/MBTU y un mínimo de 4.72 USD/MBTU.

En la siguiente tabla se presenta la información de la evolución del precio del campo de producción de La Guajira.


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Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, Ecopetrol S.A.


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PRECIO DE CONTRATOS EN EL MERCADO PRIMARIO (GESTOR DEL MERCADO)

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El Gestor del Mercado, de acuerdo a lo dispuesto en el Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013, debe

publicar la información de precio promedio, ponderado por cantidades, al que se negoció cada

modalidad de contrato de suministro, en cada punto de entrega.

A continuación se presenta el resumen de la información disponible en el Boletín Electrónico Central –

BEC del Gestor del Mercado.

Fuente: Gestor del Mercado |Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía

Según la información de mercado primario de gas natural publicada por el Gestor del Mercado, en La

Guajira se presentan cinco modalidades de contrato que son: con Interrupciones, de Contingencias,

Firme, Firmeza Condicionada y Opción de Compra contra exportaciones.

Para los contratos con Interrupciones, el precio promedio ponderado desde octubre 2013 a Julio de 2015

es de 5.20 USD/MBTU con una cantidad promedio de 33,359 MBTUD. Para el caso de los contratos en

firme, el precio promedio ponderado para el mismo periodo es de 5.41 USD/MBTU con una cantidad

promedio de 94,543 MBTUD.


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Fuente: Gestor del Mercado |Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía

Para el caso de Cusiana, se presentan cuatro modalidades de contrato que son: Firme, Interrupciones,

Firmeza Condicionada y Take or Pay. Los contratos con Interrupciones han presentado un precio

promedio ponderado de 3.09 USD/MBTUD con una cantidad promedio de 9,421 MBTUD, para el periodo

de octubre 2013 a julio de 2015. Para los contratos en Firme, el precio promedio ponderado para el

mismo periodo es de 3.10 USD/MBTUD con una cantidad promedio de 182,382 MBTUD.


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CONCLUSIONES

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Una vez analizada la información de las diferentes fuentes consultadas, las siguientes son las principales

conclusiones respecto a los precios de gas natural para los principales campos de producción del país.

• Para el periodo analizado, 2009-2015, la Señal de Referencia por Facturación de Suministro

SRFS de La Guajira ha sido superior a la de Cusiana en un 26% en promedio. Adicionalmente,

al analizar la SRFS a nivel regional, se encuentra que el valor de la Costa supera al del Interior

en 16%. Lo anterior teniendo en cuenta que durante el periodo analizado el 26% del gas de

La Guajira se destinó para atender la demanda del Interior del país.

• El precio interno del gas natural no tiene una relación directa con los precios de referencia

internacional del crudo y sus derivados, los cuales fueron usados como índice para el cálculo

del precio máximo regulado de los campos de La Guajira. Esto se evidencia por el

comportamiento de la Señal de Referencia de Facturación de La Guajira después de entrada

en vigencia de la Resolución CREG 088 de 2013 que liberó el precio del gas natural puesto en

Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.

• Durante el último lustro, luego de la expedición de las resoluciones CREG 118 de 2011 y

CREG 089 de 2013, ha mejorado la disponibilidad de información de precios de suministro en

el mercado de gas natural en Colombia. No obstante, es importante contar con referencias

de precios que capturen no solo el valor contratado en un momento determinado, sino que

consideren el valor finalmente facturado según el comportamiento de la demanda de gas en

los diferentes sectores de consumo. Un referente de este tipo es necesario para analizar el

impacto de los precios de suministro en el comportamiento de la demanda de gas natural,

razón por la cual CONCENTRA calcula la Señal de Referencia por Facturación.

• En el último año, los precios de referencia internacionales de gas natural han mostrado una

tendencia decreciente, derivada de una mayor oferta disponible y de la desaceleración en el

consumo. El Henry Hub alcanzó en febrero de 2014 un valor promedio de 6 USD/MBTU,

desde entonces este precio ha venido cayendo y en agosto de 2015 llegó a 2.83

USD/MBTUD, en abril de 2015 el indicador cayó a 2.61 USD/MBTU, el mínimo valor desde

junio de 2012. El precio promedio de Alberta en el año 2015 es 2.35 USD/MBTU, 38%

inferior al del año anterior, la tendencia decreciente de este precio inició en febrero de 2014.

En el caso del precio de importación de GNL en Japón, el precio cayó de 15.6 USD/MBTU en

diciembre de 2014 a 8.5 USD/MBTU en agosto de 2015, la reducción del promedio anual

entre 2014 y 2105 es de 30%.


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• Para el próximo periodo de comercialización de gas natural las negociaciones se llevaran a

cabo en un entorno macroeconómico caracterizado por la expectativa de un menor

crecimiento de la economía nacional, la caída de loe precios del petróleo y una fuerte

devaluación del peso frente al dólar. En particular, el crecimiento del precio del dólar

incrementa el impacto del precio de suministro en la tarifa de gas natural al usuario final.

• Dada la inminente importación de gas natural en Colombia, es previsible que aumente el

impacto de los precios internacionales sobre la formación del precio interno. En un escenario

de importación, cobra importancia la expectativa de mayores exportaciones desde Estados

Unidos y el incremento de los inventarios de gas natural en este país. De acuerdo con la

Administración de Información Energética - EIA -, en agosto de 2015 el inventario de gas

natural almacenado alcanzó los 3030 billones de pies cúbicos, un valor 19% superior al de

agosto del año anterior y 2.7% superior al promedio de los últimos cinco años. Esta

expectativa de mayor oferta ha llevado a una revisión a la baja de las previsiones del precio

Henry Hub publicadas por la EIA en agosto de 2015, respecto a la publicación de enero del

mismo año. La previsión del Henry Hub para diciembre de 2015 bajó de 3.9 a 3.1 USD/MBTU

y la de diciembre de 2016 de 4.1 a 3.4 USD/MBTU. Así mismo, desde diciembre de 2014, el

precio de los contratos de futuros en Henry Hub viene mostrando una tendencia decreciente

y en lo corrido de 2015 el precio promedio ha tenido una reducción de 32% respecto al año

2014.


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ANEXO 1. SEÑAL DE REFERENCIA POR FACTURACIÓN

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En este anexo se encuentran las tablas con los precios de la señal de referencia por facturación correspondiente a las gráficas presentadas anteriormente en el documento, las cuales son:

Precios de referencia de gas natural por campos de producción

Precios de referencia de gas natural por región

Precios de referencia de gas natural en la región Costa por sector de consumo

Precios de referencia de gas natural en la región Interior por sector de consumo


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