1

Eco. Arturo Vásquez CordanoEco. Raúl García Carpio

Oficina de Estudios EconómicosOSINERG

DISEÑO DE MERCADOS DE GAS NATURAL: Experiencias Internacionales

Basado en García y Vásquez (2003), FERC (2003), Urbiztondo (2002) y Armstrong et al (1994).

• Antecedentes

• Diseño de Mercados de Gas Natural

• La Experiencia de Estados Unidos

• El Experiencia Argentina

• La Experiencia Peruana

CONTENIDO DE LA PRESENTACION

2

Entre las principales características económicas que condicionanla organización de los mercados de gas natural están:

• Posibilidad de almacenamiento, aunque de forma limitada.

• La existencia de segmentos con características de monopolio natural (transporte y distribución. Mayores niveles de demanda pueden cambiar progresivamente esta configuración).

• La existencia de inversiones de alto riesgo (exploración) y costos hundidos e inversiones específicas.

• Posibilidad de competencia en segmentos como la explotación (múltiples cuencas) y diferentes formas de comercialización.

• Importante competencia con otros combustibles a nivel de clientes finales (generación eléctrica, consumo comercial y residencial).

ANTECEDENTES

• La empresa pública verticalmente integrada es la línea de base para la evaluación del diseño de mercado para la industria del gas natural.

• Producción – Transporte – Distribución – Comercialización se hayan integrados en una sóla empresa que posee el control de todas las actividades.

• Presencia de economías de ámbito en la coordinación de todos lasfunciones del sistema y economías de escala en la producción.

• Entender cómo el mercado es operado ayuda a determinar el diseño de mercado y los precios finales.

• El monopolio natural posee poder de mercado en todas los segmentos, lo que ocasiona la presencia de tarifas elevadas en relación al nivel competitivo o sujetas a la manipulación política por parte del Estado.

• El sistema físico y la ingeniería son iguales en todos los casos.

3

Cuenca 2 Cuenca 3 Cuenca 4 Cuenca 5Cuenca 1

Sistema de Transporte de Ductos (Alta Presión).

Distribuidora 1

Distribuidora 2

Distribuidora 3

Usuarios Usuarios Usuarios UsuariosUsuarios

SISTEMA VERTICALMENTE INTEGRADO

La Era de Desarrollo: 1910 – 1950.

La Era de Regulación: 1950 - 1970’s.

La Era de la Ineficiencia del Mercado:

Fines de los 70’s – mediados de los 80’s.

Cortes, precios no guiados por el mercado.

La Era del Ajuste, Restructuración y Desregulación: Fines de los80’s – 2000:

Desregulación de Precios en Boca de Pozo.Desarrollo de Mercado de Futuros.Introducción de comercializadores.

CAMBIOS EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL

4

ORGANIZACIÓN Y COMPETENCIA ORGANIZACIÓN Y COMPETENCIA EN LA INDUSTRIA: RED SIMPLEEN LA INDUSTRIA: RED SIMPLE

Fuente: Urbiztondo (2002)

1. Dimensiones de la competencia en una red simple

CuencaCity Gate

Red de Transporte

Área de distribución

Red de distribución

Gran Usuario

Sub-área de distribuciónIncorporar obras 3ros

ORGANIZACIÓN Y COMPETENCIA EN LA INDUSTRIA: ORGANIZACIÓN Y COMPETENCIA EN LA INDUSTRIA: RED COMPLEJARED COMPLEJA

Fuente: Urbiztondo (2002)

2. Competencia en una red “compleja”

C1CG1

T1’

Área D1

GUI2C2

CG2T2 Área D2

T1’’

5

EL CASO NORTEAMERICANO

Cambios Físicos:• Significativo incremento de la capacidad de transporte.• Desarrollo de una alta velocidad de entrega y almacenamiento.• Desarrollo de nuevos ductos y mayores interconexiones. • Una serie de avances tecnológicos.

Cambios en la estructura de la industria:• Mayor énfasis en el fomento de la competencia y regulación

ambiental. • Paulatina reducción de los operadores de ductos a solo el

transporte. • Acceso abierto a los explotadores – desarrollo de nueva oferta.• Desregulación de los precios en boca de pozo.• Surgimiento de un mercado secundario donde se transa

capacidad de transporte.

ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA

0 Etapa de Desregulación de Precios

0 se inició 1979, concluyó en 1989

Ductos 285,000 FERC

Comercializadores 0 No Regulado

Empresas locales de Gas 833,000 Comisión de Empresas Públicas

Usuarios finales Residenciales 53 mill.

No reguladoComerciales 4.5 mill. 0

Industriales 40 mil

Interestatal: FERCEmpresas Eléctricas 500 0

Intraestatal: Comisiones Estatales

260

1500

Productores

Millas de

TuberíasParticipantes

16024 Principales

Régimen Regulatorio en el 2000

8000 Independientes

6

DIMENSIONES DE LA RED INTERESTATAL DE DUCTOS

Fuente: FERC (2003)

DIAGRAMA DEL FLUJO DE TRANSACCIONES

Productores

Compañias Locales de Distribución

Consumidores

Comercializadores

Facilidades de Almacenamiento

Importadores/Exportadores

Centralización de Mercados

-------- incertidumbreVentas a otrosde la misma categoría

Fuente: FERC (2003)

7

• Incremento de la competencia en el mercado.• Introducción de Nuevos Agentes.• Desarrollo de Hubs y Centros de Comercialización.• Creación de oportunidades de mercado (riesgo).• Adaptación de Tecnologías.• Mayor orientación al consumidor y nuevas estrategias de

negocios, incluyendo tipos de contratos.• Paulatina reducción de transportistas a operadores de redes. • Desarrollo de instrumentos financieros.

EFECTOS DE LA REESTRUCTURACIÓN DE LA INDUSTRIA

EFECTOS DE LA REESTRUCTURACION: INCREMENTO DE LA VOLATILIDAD DE PRECIOS

$0.00

$0.50

$1.00

$1.50

$2.00

$2.50

$3.00

$3.50

$4.00

$4.50

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Do

llars

per

Mc

Dólares Nominales

1999 Dólares

Enero 1980 – Enero 2000

$0.00

$0.50

$1.00

$1.50

$2.00

$2.50

$3.00

$3.50

$4.00

$4.50

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Do

llars

per

Mc

Dólares Nominales

1999 Dólares

Enero 1980 – Enero 2000

8

EFECTOS DE LA REESTRUCTURACION: INCREMENTO DEL CONSUMO DE GAS EN LA GENERACION ELECTRICA

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

RenovableHidráulicaNuclearPetróleoGas Natural Carbón

ORGANIZACIÓN Y COMPETENCIA EN LA INDUSTRIA DEL GAS EN EEUU

Flujos Físicos permanecen prácticamente iguales

Más participantes involucrados en las Transacciones Financieras

Transporte Sujeto a Comercialización Empaquetado

= Transacciones registradas por el regulador.= Transacciones no registradas por el regulador

Productores DuctosCompañías

de distribución locales Usuarios Finales

Productores(Precios a boca de Pozo)

DuctosC D L

ComercializadoresUsuarios finales

fuera del sistema

Usuarios Finalesdentro del sistema

9

• Comienzos de 1990: el mercado se definía como un monopolio público. Producción YPF, Transporte y Distribución Gas del Estado.

• Precios de Transferencia al interior del monopolio. Regulación de tarifas finales afectada por la política general de tarifas públicas. Insuficientes para cubrir inversiones y generación de subsidios cruzados.

• 1992: Reestructuración de la industria. Privatización de los activos mediante licencias de operación, separación vertical y horizontal de la industria.

• La morfología del mercado argentino de gas natural puede ser aproximada por una red compleja por las siguientes razones:

• 3 cuencas principales (Noroeste, Neuquina y Austral), un gran centro de consumo (Buenos Aires), algunos centros de consumo secundarios (Córdoba, Rosario) y varios centros adicionales muy dispersos.

• 2 transportistas (Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur) y 9 distribuidores locales con exclusividad territorial.

LA EXPERIENCIA ARGENTINA

Cuenca Noroeste

Cuenca Austral

Cuenca Neuquina

RED DE DUCTOS EN ARGENTINA

10

COMPARACIÓN ENTRE LA SITUACIÓN ARGENTINA Y PERU (CAMISEA)

Argentina (2000) Perú Reservas (TPC / MM m3) 27,5 / 777.000 8,7 / 246.360

Producción (MM m3/año / MMPCD) 44.870 / 4.340 4.653 / 450 (Garantía)Capacidad y extensión redes

- Transporte (MM m3/día / MMPCD) 116,5 / 4.110 12,7 / 450 (Garantía) - Distribución (kilómetros) 105.600 -

Cobertura servicio - Gran Buenos Aires / Lima (% hogares) 83% (1997)

- Total país (Número Usuarios) 5.910.400 70.000 (6º año) Precios del gas

Boca de pozo (US$/1.000 m3 / US$/MMBTU) 43 / 1,16 36,9 / 1 (tope gen) 66,4 / 1,8 (otros)

Transporte + Distribución (para 700 kms de transporte) - consumo de 230 m3 / mes (US$/1.000 m3 / US$/MMBTU) - consumo de 2 MM m3/mes (US$/1.000 m3 / US$/MMBTU)

90,9 / 2,46 26,4 / 0,71

282,9 / 7,67

36,9 / 1,0

CASO ARGENTINO: COMPETENCIA EN EL UPSTREAM

• YPF (Repsol-YPF desde 1999) tenía una participación en la producción del 40%, y comercializaba un 25% adicional (gas de pequeños productores según contratos previos a la privatización en 1993).

• El Gasoducto (20 kms) que permite importar gas de Bolivia está controlado por Repsol-YPF y estuvo inoperativo por falta de mantenimiento (importaciones cesaron desde 1998; alcanzaron el 10% del consumo doméstico a principios de los 1990s). La operación se reanudo en el 2004.

• En los 3 años siguientes a la desregulación del segmento upstream en 1994, el precio promedio de las distintas cuencas aumentó 17% en términos reales.

• Los primeros 2 argumentos son correctos, pero la evidencia empírica post-privatización y desregulación del segmento upstream no demuestra cartelización o abuso de posición dominante (o que fuesen sostenibles).

11

Índices de concentración en la producción, comercialización y reservas decrecientes: eventual abuso de posición dominante o cartelización no serían sostenibles en mediano y largo plazos.

Índice HHI- Producción y ReservasFuente: Secretaría de Energía y Minería.

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

2.200

2.400

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000Año

HH

I

HHI ProducciónHHI Reservas

Precios iniciales iguales entre distintas cuencas, con posterioraumento del precio donde los costos de transporte al City Gate(Buenos Aires) son más bajos (Neuquina y Noroeste), acompañado por mayor aumento en producción (mayores precios provocaron mayor oferta).

Evolución Precio del Gas por Cuencas (contratos)

30

35

40

45

50

55

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000Año

$(19

99)/1

000

m3

AustralNeuquinaNoroesteArgentina

12

Hipótesis colusiva (mayor aumento de precios en cuencas más concentradas, con mayor share de YPF), requiere reducción de producción (o de relación producción/reservas) respecto del mercado total, contrario a lo observado.

Evolución de la Producción de Gas por Cuenca

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000Año

MM

m3 Austral

NeuquinaNoroeste

Precios domésticos bajos internacionalmente (aún antes de la devaluación del año 2002. El precio promedio en Argentina es la tercera parte del valor en el año 2000).

Comparación del precio del Gas: Argentina, EE.UU. y Reino Unido

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Año

US$

de

1999

por

100

0 m

3

Argentina (contrato)EE.UU. (spot)Reino Unido (spot)

13

Aumento del precio del gas doméstico similar al del precio del petróleo en los 1990s (con variaciones según sub-período considerado).

Año Petróleo Gas natural Gas natural Gas natural$/barril, USA (1000 m 3) (1000 m 3) (1000 m 3)

TEXAS (WTI) Argentina EE.UU. Reino Unido(1999 US$) (1999 US$) (1999 US$) (1999 US$)

contrato spot Spot1993 18,46 39,10 60,9 97,01994 17,18 42,76 54,3 103,01995 18,43 44,27 44,4 100,91996 22,13 45,61 60,9 99,31997 20,59 45,21 64,0 97,31998 14,42 43,64 53,2 91,61999 19,17 43,64 58,2 73,72000 30,32 48,25 95,1 127,4

Var.1993 -96 20% 17% 0% 2%Var.1993 -99 4% 12% -5% -24%Var.1993 -00 64% 23% 56% 31%Var.1995 -00 64% 9% 114% 26%Var.1995 -99 4% -1% 31% -27%Var. 1999 -00 58% 11% 64% 73%

La demanda observada creció desde 1994 a una tasa mayor que en la tendencia previa, y el crecimiento de la demanda futura se vislumbra todavía mayor por proyectos de exportación a países vecinos (Brasil, Chile y Uruguay), generando incremento de precios también en un mercado competitivo.

Producción de Gas Natural en la Argentina, 1983-2000

05.000

10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.00050.000

1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Año

MM

m3

14

CASO ARGENTINO: COMPETENCIA EN EL DOWNSTREAM

• La Competencia en el segmento downstream en Argentina tiene características derivadas de:

a) La variedad de cuencas y puntos de consumo.

b) La regulación aplicada a las distribuidoras.

• Se efectúa un promedio de precios del gas y del transporte para distintos usuarios en cada área de distribución.

• Confidencialidad de descuentos en el cargo de acceso.

• By pass permitido (comercial individual –parcial o pleno– y vía comercializadora, y físico).

• Definición del umbral de usuarios habilitados a hacer by pass(10.000 m3/día para usuarios con servicio firme, y 3 MM m3/año para servicio interrumpido; desde el año 2000 disminuye a la mitad pero sólo para by pass comercial).

• Regulaciones sobre la reventa de capacidad (crecientes requisitos de transparencia, flexibilización del precio de reventa y reducción de período de pre-aviso para by pass –de 6 a 3 meses en el año 2000–), todavía sin lograr mayor liquidez.

• Fuerte estacionalidad de la demanda residencial sin capacidad dealmacenamiento cerca del City Gate.

• La regulación de las tarifas de transporte, vinculadas a la distancia y al factor de carga pero sin estacionalidad.

• La estructura impositiva (el by pass permite eludir impuestos provinciales).

15

EVOLUCIÓN DEL BY PASS (% DEL GAS ENTREGADO, DISTINTAS ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN)

Fuente: ENARGAS, distintos años (no incluye consumo de gas en boca de pozo en el área sur ni abastecimiento de la planta Cerri en el área pampeana).

By Pass 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 METROGAS Comercial 0% 0% 3% 28% 40% 19% 15% 30%

Físico 0% 0% 0% 0% 0% 0% 11% 11% GAS BAN Comercial 13% 13% 14% 15% 19% 18% 17% 20%

Físico 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% LITORAL Comercial 0% 14% 29% 41% 57% 65% 68% 68%

Físico 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% C. PAMPEANA Comercial 0% 5% 12% 11% 9% 11% 15% 19%

Físico 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% C. SUR Comercial 0% 1% 18% 15% 15% 17% 16% 21%

Físico 5% 7% 5% 9% 5% 5% 5% 4% CENTRO Comercial 0% 0% 0% 8% 24% 33% 36% 38%

Físico 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% CUYANA Comercial 0% 22% 23% 25% 31% 45% 48% 48%

Físico 0% 2% 1% 2% 1% 1% 2% 2% GASNOR Comercial 0% 18% 30% 43% 34% 32% 29% 29%

Físico 13% 23% 21% 20% 36% 38% 43% 45% GASNEA Comercial - - - - - - 0% 0%

Físico - - - - - - 0% 0% TOTAL PAÍS Comercial 2% 7% 14% 24% 28% 26% 25% 31%

Físico 2% 3% 2% 3% 4% 5% 8% 7%

• El crecimiento del by pass físico ha sido continuo pero acotado (sólo relevante en las áreas sur, noroeste y recientemente también en una de las distribuidoras del Gran Buenos Aires).

• El crecimiento del by pass comercial ha sido significativo en general (promediando 31%, superior al porcentaje suministrado a grandes usuarios que no realizaron ningún tipo de by pass, 24,5%) y relativamente homogéneo entre las distintas áreas.

• El by pass comercial es particularmente alto en Litoral (68%) y Cuyana (48%), indicando que el by pass comercial es mayor cuando aumenta la distancia al City Gate (Buenos Aires, donde se arbitran los precios de las distintas cuencas) y al mismo tiempoexiste la posibilidad real de abastecerse de dos cuencas alternativas (ver mapa), como se observó teóricamente al describir la competencia en una red compleja.

• En efecto, en el año 2000 el by pass comercial como porcentaje del total de gas abastecido a grandes usuarios fue mayor en Litoral (89%) y Cuyana (79%), y menor en Metrogas y C. Pampeana (62% y 51% respectivamente).

16

By Pass Comercial como % de Gas Entregado a Grandes Usuarios (*)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Distribuidora

año 1997año 1998año 1999año 2000

En 1997 el descuento promedio recibido por usuarios que recibieron algún descuento fue 26,8% del gasto total, con porcentajes mayores para quienes hacen by pass comercial (36%) y para las centrales térmicas (33%).

Las cifras se refieren a un porcentaje sobre el gasto total en gas, y por ende reflejan descuentos mucho mayores sobre la tarifa de distribución (que representa menos del 50% del costo total del gas para usuario industrial promedio).

U su a rio s c o n d e sc u e n to 1 9 9 7 U su a rio s s in "B y P a ss" 1 5 ,8 C e n tra le s T é rm ic a s 2 1 ,9 In d u s tr ia s 1 2 ,5 U su a rio s c o n "B y P a ss" 3 6 ,0 C e n tra le s T é rm ic a s 3 7 ,6 In d u s tr ia s 3 2 ,8 T o ta l U su a rio s 2 6 ,8 C e n tra le s T é rm ic a s 3 3 ,1 In d u s tr ia s 1 9 ,5

* Descuento calculado respecto del gasto total a realizar por los usuarios según tarifas máximas de licencia (en el caso de los usuarios con by pass, para el cálculo se adicionó el valor del gas).

DESCUENTOS TARIFARIOS A GRANDES USUARIOS (%)

17

RED DE DUCTOS DE GAS NATURAL: PROYECTO CAMISEA

EL CASO PERUANO

• Se optó por la separación vertical de las actividades de explotación, transporte y distribución. Se establecen tarifasreguladas para el ducto de transporte y distribución principal basadas en costos medios de largo plazo.

Esquema de Camisea:• Dado el mínimo desarrollo del mercado de gas natural en el Perú

se establecieron medidas de promoción como la garantía de ingresos de los operadores de ductos.

• Se establecieron precios máximos para el gas en boca de pozo en el contrato de concesión, dada la existencia de un solo operador de campo.

• El explotador tiene un concesión por 40 años, el transportista de 33 años. Se establece la exclusividad de 10 años del explotador para usar los ductos. Luego de este período se obliga al acceso abierto a la tarifa regulada.

• En el transporte y la distribución la tarifa reconoce el costo del servicio (inversión más valor presente de los COyM), actualizada al 12%.

18

ELABORACIÓN: VÁSQUEZ CORDANO.

ESTRUCTURA DEL SUMINISTRO DEL GAS NATURAL

TARIFAS DEL GAS NATURAL Y RÉGIMEN REGULATORIO

3 3R e a l ( i )

1

D(1 )

R e g u l a d o

tt

C SP

r=

=

+∑( )CS Inv VAN COyM= +

Precio a Boca de PozoLos precios base a boca de pozo se fijaron en el Contrato de Explotación. Se actualizan en base a la evolución del precio de una canasta de petróleos residuales del Golfo de México. Se estableció una menor tarifa para los generadores eléctricos con el objetivo de promover el uso del gas en el sector eléctrico. La subasta fue adjudicada al operador que ofreció el mayor porcentaje de regalías al Estado (37.24%).Transporte y Distribución AP (Regulado)

donde CS: Costo del Servicio, D(Real): Demanda Real Proyectada, r: Tasa de Descuento (12%), Inv: Inversión del Proyecto, COyM: Costo de Operación y Mantenimiento.

19

PRECIO DEL GAS EN BOCA DE POZO: ARGENTINA Y PERÚ

Nota: “Objetivo 2002” en Argentina según la aspiración de los productores a partir de las declaraciones de Oscar Vicente de PECOM, en diario Ámbito Financiero, 27-9-02. MM BTU = millón de BTU (1 m3 = 36,9 mil BTU).

US$ / 1000m3 US$ / MM BTU

Argentina Año 2000Año 2002

Objetivo 2002

4312,922,1

1,160,350,60

Perú Contratos con Generadores eléctricosTope máximo p/ generadores

Tope otros consumidores

31,836,966,4

0,861,01,8

Pago de la Garantía por la Red de Ductos Principal

• La Garantía surgió por la necesidad de asegurar un flujo de ingresos estables para el transporte del gas a fin de hacer viable la participación de inversionistas privados en la actividad. Ello debido a que esta actividad tiene segmentos relevantes de monopolio natural y las inversiones constituyen costos hundidos de gran magnitud. La garantía cumple la función de reducir el riesgo comercial sobre los ingresos del transportista, y facilitar el financiamiento del proyecto.

• La Garantía se transfiere para asegurar un flujo de ingresos estable a los concesionarios en la etapa inicial del Proyecto debido a la incertidumbre sobre la demanda.

• La Garantía viene a ser la diferencia entre los ingresos garantizados y los ingresos realmente obtenidos por los concesionarios. Dada la poca demanda inicial esperada, se realizó un adelante en el pago de la garantía para evitar un salto abrupto en las tarifas eléctricas en Noviembre del 2002.

ESQUEMAS DE PROMOCIÓN

20

US$ Ingresos Reales

Garantía

14Años

Ingreso Garantizado

PAGO DE LA GARANTÍA POR LA RED DE DUCTOS PRINCIPAL

Garantizado RealGarantía I I= −33

Garantizada(i)

1

D(1 )

Base

tt

CST

r=

=

+∑ *

* *Garantizado Base Garantizada

Real Base Generadores Regulado otros

I T D

I T D P D

=

= +

El Pago de la Garantía se realiza creando un peaje de transmisión que se obtiene de dividir el monto total anual entre la máxima demanda de electricidad (US$/Kw(año)).

ESQUEMAS DE PROMOCIÓN: CONTRATOS “TAKE OR PAY”

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

70,000,000

80,000,000

Ago-04

Oct-04

Dic-04

Feb-05

Abr-05

Jun-05

Ago-05

Oct-05

Dic-05

MM

PCD

Consumo Gas Ventanilla Factor "Take or Pay"

Empresa Capacidad Diaria Contratada (MMPCD)

Alicorp S.A. 1.99 Sudamericana de Fibras S.A. 2.79 Cerámica Lima S.A. 3.53 Vidrios Industriales S.A. 2.05 Corporación Cerámica S.A. 1.09 Cerámicas San Lorenzo S.A.C 1.30

Fuente: GART – OSINERG.

Evolución del Consumo Central Térmica de Ventanilla

Contratos “Take or Pay” para Clientes Iniciales

21

Margen de Comercialización

aVNR de la inversión que se requiere para el desarrollo de la actividad comercial.

COyM asociados a la atención al consumidor.

Los costos de facturación y cobranza.

Distribución en Otras Redes

Margen de Distribución

( )

( )

1

1

1

1

nt t

tt

nt

tt

aVNR COyMi

MDD

i

=

=

⎛ ⎞+⎜ ⎟⎜ ⎟+⎝ ⎠=

⎛ ⎞⎜ ⎟⎜ ⎟+⎝ ⎠

∑

∑

TARIFAS DEL GAS NATURAL Y RÉGIMEN REGULATORIO

aVNRt Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo en el año “t”. COyMt Costo estándar anual de operación y mantenimiento en el año “t”.Dt Demanda o consumo de los consumidores en el año “t”.i Tasa de actualización (12% real anual).n Periodo de recuperación de hasta 30 años.

RÉGIMEN REGULATORIO EN EL PERÚ: SÍNTESIS

EXPLOTACIÓNRegulación por

Precios Máximos

(debido a la ausencia de competencia inicial)

Precios Actualizables en base a Canasta de Residuales cada año.

TRANSPORTE Y DISTRIBUCIONALTA PRESION

Precios basados en Resultados de una

Subasta(Competencia

por el Mercado)

Período Regulatorio: 4 años

DISTRIBUCION DE BAJAPRESION (Otras Redes)

Reconocimiento de Costos Eficientes

(Yardstick Competitionen base a Benchmark)

Período Regulatorio: 4 años

22

POSIBLE LOCALIZACIÓN DE LOS RAMALES DE LA RED DE DUCTOS

POSIBLE EXTENSIÓN DE LA RED DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ

Eléctrico

53%Industrial

32%

Transporte15%

Piura

Chiclayo

Trujillo

Chimbote

Lima

Pisco

Ica

Nazca

Ayacucho

Huancavelica

Huancayo

Jauja

La Oroya

Andahuaylas

Abancay Cusco

Quillabamba

PunoIlo , Arequipa , Moquegua ,Tacna

Tarma

AguaytíaTalara

Camisea

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1. Para que se aproveche cualquier grado de competencia, disponible en distintas formas según distintas condiciones de la red y de la demanda, es conveniente la separación vertical entre transporte y producción (para evitar extensión del poder de mercado), evitar exclusividades contractuales, y permitir un acceso fluido a la capacidad de transporte.

2. Para no generar by pass comercial y físico excesivos, hay que evitar distorsiones impositivas y el promedio del costo del gas y el transporte para distintos consumidores, separando totalmente la distribución local de comercialización.

3. La relación cercana entre varias comercializadoras y distribuidoras puede ser un indicio de que el principal determinante del by pass son las rigideces regulatorias. La presión competitiva, entonces, acota el espacio de discrecionalidad para elegir estructuras tarifarias por parte del regulador.

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