Este documento analiza el sector del gas natural en Colombia. Resume que el gas natural está aumentando su participación en el consumo energético a nivel global y nacional. Explora el potencial de Colombia para ser exportador de gas a largo plazo y las opciones para satisfacer la volátil demanda del sector eléctrico. Finalmente, ofrece recomendaciones como incentivar la exploración de gases convencionales y no convencionales, clarificar la política a largo plazo y facilitar alternativas para garantizar el suministro flexible de gas al sector eléctrico.

1. Diagnóstico y estrategia de desarrollo de largo plazo del sector gas Guillermo Perry Alberto Brugman Marcela Meléndez Pablo Roda Naturgas Diciembre de 2010 1

2. CONTENIDO 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? La necesidad de holgura para atender la volatilidad de la demanda del sector eléctrico Integración internacional y poder de mercado Largo plazo y tránsito. 5. De la planeación centralizada a la regulación para un mercado maduro y competitivo: cómo restablecer el balance. 2

3. 3 LA PARTICIPACIÓN CRECIENTE DEL GAS EN EL CONSUMO DE ENERGÉTICOS

4. Consumo de energéticos a nivel mundial tendencias y proyecciones 4 Fuente: International Energy Agency, Key Energy Statistics, 2009

5. El mercado internacional del GNL 5 Mercado GNL a nivel mundial

6. La importancia creciente de los gases no convencionales China, Canadá y EEUU Producción de gas natural en el mundo Fuente: EIA, International Energy Outlook, PPW, Slide 13 6

7. 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. 8 Crecimiento continuo del consumo de gas en el sector industrial, residencial y GNV; pero alta volatilidad en el consumo del sector eléctrico Crecimiento del consumo de gas por sectores Composición generación eléctrica Enero-Abril 2009 Composición generación eléctrica Enero-Abril 2010

9. 9 ENTRE LA ESCASEZ Y LA ABUNDANCIA POTENCIAL DE LARGO PLAZO ¿COLOMBIA, UN PAÍS EXPORTADOR O IMPORTADOR DE GAS?

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

13. Y con el potencial de gases no convencionales en el largo plazo 12 Fuente: AgenciaNacional de Hidrocarburos

14. 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 PresentaciónLondres, Mayo 24, 2010.

15. Proyección de escenarios(con modelacion conjunta de los sectores electrico y gas y“feedbackloops” entre oferta, precios y demanda) Fuente: Cálculos Capítulo 2 14

16. Resultados escenarios: demanda, oferta nacional y fecha a partir de la cual se requieren importaciones permanentes. 15

17. Proyecciones de precios domesticos:diferencias mayores entre los escenarios en que el pais requiere importaciones permanentes y en el que es exportador neto 16

18. Diferencias de elasticidades precios de demanda por sectores: el consumo industrial se reduce significativamente en los escenarios de precios altos. 17 Demanda Agregada Demanda Residencial Demanda Industrial Demanda Comercial

19. Perdida de demandapotencial en el EscenarioBajo: preciosdeterminadosporimportacionespermanentes. 18

20. 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. 19

21. Escenario BajoFuentes actuales 20

22. Escenario Medio Incluyendo Gas Metano de Carbon de La Loma 21

23. Escenario AltoDescubrimientos esperados Caribe 22

27. Recomendación 2Promover la exploración y desarrollo de gases no convencionales 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 “takeorpay”. 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. 25

28. Recomendación 3 Despejar la incertidumbre para el mercado doméstico Adoptar soluciones diferentes a las necesidades de firmeza en el sector eléctrico (desarrollando las disposiciones de los decretos del 2010). Ver abajo Facilitar la declaración y contratación de gas en firme para consumos regulares. Clarificar las señales de política a largo y mediano plazo: documento CONPES, Plan de Desarrollo , revisión de los decretos del 2010. Desarrollo gradual y consultado del nuevo marco regulatorio. 26

29. 27 LA NECESIDAD DE HOLGURA PARA ATENDER LA VOLATILIDAD DE LA DEMANDA DEL SECTOR ELÉCTRICO

30. 28 La alta volatilidad de la demanda de gas del sector eléctrico Consumo histórico de gas en generación eléctrica (GBTUD)

31. Evaluaciónpreliminar e indicativade alternativas de suministro de gas flexible SerieTípica Demanda de Gas paraElectricidadutilizadapara los estimativospreliminares Flujos y “Stock” de gas almacenado: resultado de lassimulacionespreliminares 29 Fuente: procesamiento de los consultores de los resultados del MPODE Fuente: Procesamiento de los consultores

32. Estructura de costosindicativosparalasopciones de almacenamiento 30

33. Estructura de costosindicativosparalasopciones de importación de GNL (Cartagena) 31

34. Estructura de costosindicativospara la opción de importación de gas flexible desde Venezuela (a precio de Fuel Oil) 32

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

38. 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 Adecuarplazosparaestudiosyregulaciones. 35

39. 36 PODER DE MERCADO E INTEGRACIÓN INTERNACIONAL

40. 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

42. Requiere definiciones:

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

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

46. 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.

47. 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.

50. 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. 42 Control de poder de mercado Soluciones transitorias

52. 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.

54. Efectividad potencial: efectiva para moderar formas de ejercicio de poder de mercado diferentesa la fijación de precios excesivos.

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

57. 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.

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

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

60. 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.

61. 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.

64. Distribución es monopolio y servicio público: ¡alta regulación!

65. Transporte es monopolio de hecho: alta regulación

66. Confiabilidad en sector eléctrico (centralmente planificada) exige inversiones de holgura en sector gas que se han dejado al mercado: ¡falta de coherencia regulatoria!

68. La necesidad de un Gestor Técnico Operativo: Funciones 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. 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). 49

69. 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 tecnicoidoneo 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. 50

70. 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. 51

71. 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. 52

72. Los problemas de “by-pass” La integración vertical: soluciónautomática 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. 53

73. 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 fisicorecaerian 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. 54

74. Las ventajas de los nodosfisicos 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. 55