DOCUMENTO CONPES DNP-3190-DIE-MINMINAS

(Bogotá, julio 31 de 2002)

DEPARTAMENTO NACIONAL DE PLANEACIÓN

BALANCE Y ESTRATEGIAS A SEGUIR PARA IMPULSAR EL PLAN DE MASIFICACIÓN DE GAS

Documento original: CONPES DNP-3190-DIE-MINMINAS

Este documento somete a consideración del CONPES un balance y las estrategias a seguir para impulsar el plan de Masificación de Gas(1), adoptado desde diciembre de 1991.

I.   ANTECEDENTES

Desde inicios de la década del 90, la política energética tuvo como uno de sus objetivos la masificación del gas en el interior del país. En 1991, el CONPES mediante el documento No. 2571, aprobó el “Programa para la Masificación del Consumo de Gas”, orientado a impulsar el gas en el interior como sustituto de recursos energéticos de alto costo, considerando la existencia de reservas importantes y las características ambientales de este energético Dentro de los objetivos generales se planteó: i) promover el consumo masivo de gas natural y gas propano; ii) inducir el ahorro de energía en términos de costos y de cantidades; iii) garantizar una oferta de energéticos flexible, suficiente y diversificada; y iv)estimular la inversión privada.

En 1993, un nuevo documento CONPES, el No. 2646, aprobó las estrategias de lo que en ese entonces se denominó “El Plan de Gas” y se establecieron acciones tendientes a garantizar la oferta del combustible mediante la continuidad en las actividades de exploración y explotación de nuevos yacimientos, la construcción de una red troncal de gasoductos, la ampliación del sistema de transporte existente y la conformación de un mercado en los sectores industrial, residencial y termoeléctrico. Para el cumplimiento de estos objetivos se trazó la siguiente estrategia: i) estimular la oferta con mayor libertad de precios; ii) Adelantar, a través de Ecopetrol, la contratación del sistema de transporte de gas, incluyendo la troncal y los subsistemas regionales mediante esquemas BOMT; iii) perfeccionar contratos para los gasoductos a Medellín, Bucaramanga y Huila y iv) organizar, una empresa dedicada exclusivamente al transporte.

En desarrollo de las directrices gubernamentales antes mencionadas, Ecopetrol contrató y financió la construcción de los gasoductos Ballena - Barranca, Mariquita - Cali y Gasoducto Boyacá - Santander mediante el sistema de contratos BOMT, los cuales se constituyeron, conjuntamente con los gasoductos Sebastopol-Medellín, Payoa-Bucaramanga y Hobo-Neiva, en la columna vertebral de transporte del gas del interior del país. El sistema contractual y de financiamiento adoptado fue resultado también de una decisión de política gubernamental que buscó atraer inversión y financiamiento privados a la construcción de dicha infraestructura, lo cual permitiría contar con ella en un tiempo razonablemente rápido y minimizar, por lo menos en el corto plazo, el impacto fiscal que hubiese significado su financiamiento con recursos propios de Ecopetrol o financiados a cuenta de las transferencias de la petrolera estatal a la Nación.

La Ley 142/94, Ley de Servicios Públicos Domiciliarios, apuntó a la separación de las actividades de comercialización y transporte de gas en Ecopetrol y así lo desarrolla la regulación para el sector de gas. Posteriormente, la Ley 401/97 separa de Ecopetrol el transporte del gas y la propiedad sobre los activos correspondientes y crea a Ecogas como empresa independiente. Esta Ley fija igualmente reglas para la cesión de activos de Ecopetrol a Ecogas y un esquema de pagos por los gasoductos contratados por Ecopetrol mediante contratos BOMT, que hiciera viable a Ecogas.

Como resultado de la política de masificación de gas y del nuevo marco legal, actualmente se presta el servicio a más de 2 millones de usuarios en todo el país, en más de 200 municipios. Se construyeron cerca de 3,600 Km de red de gasoductos, y asíse logró completar la infraestructura de transporte necesaria para unir los grandes centros urbanos del interior con los campos de producción y se constituyeron en el transcurso de diez años (1991 – 2001) 13 empresas de distribución de gas, de las cuales 9 distribuyen gas en 129 municipios del interior del país. Las cifras y los mapas que se incluyen a continuación ilustran dicha expansión y resultados.

Mapa No. 1

< MAPA NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >

La política trazada al inicio de la década del 90 cumplió su cometido parcialmente. Si bien se logró en tiempo récord la construcción de la infraestructura básica de transporte y distribución, requisitos primarios para promover el uso masivo del combustible. Los costos embebidos en la infraestructura y los compromisos financieros adquiridos por las compañías a cargo del programa de transporte (Ecopetrol y Ecogas) terminaron reflejados en precios elevados para el usuario final, no competitivos con los precios de los sustitutos cercanos que se buscó reemplazar (diesel, fuel oil, gas propano, carbón y electricidad), cuyos precios no reflejaban su costo de oportunidad a precios internacionales.

Igualmente, pese a las previsiones iniciales, los resultados adversos en el campo Opón permitieron que el gasoducto Ballena - Barranca lograra contratarse prácticamente a plena capacidad.

II. PERSPECTIVAS

De acuerdo con las proyecciones de demanda (UPME, 2001) se espera que en el año 2010 el consumo sea 1.200 millones de pies cúbicos por día (mpcd), triplicando el registrado en el año 1984. La Gráfica muestra la evolución de la demanda, destacando el potencial de crecimiento del sector doméstico y de las plantas de generación de electricidad. También en el futuro será muy importante el uso del gas como combustible automotor.

Grafica No. 1

< GRAFICA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >

Para alcanzar las metas previstas, el Gobierno Nacional durante el período 1998 2002, modificó las condiciones fiscales y contractuales para mejorar la competitividad del país y atraer inversión privada en exploración y producción, buscando el incremento de las reservas de gas y el aumento en la producción de los campos actuales. Para el efecto se adelantaron las siguientes reformas: i) modificación del esquema de regalías; ii) reducción de la participación de ECOPETROL en los contratos de asociación; iii) flexibilización al esquema de recuperación de las inversiones.

Desde el punto de vista regulatorio se definió el precio del gas natural para entrega en troncal de los campos de Cusiana – Cupiagua y se definió el marco regulatorio para las exportaciones a largo plazo. Con estas señales regulatorias se viabilizarán los proyectos de la planta de tratamiento del gas de Cusiana & Cupiagua, y el proyecto de producción incremental de Catalina en los campos de la Guajira.

En resumen, las perspectivas de crecimiento del sector del gas natural son significativas y las inversiones requeridas para soportar este desarrollo deberán ejecutarse con recursos del sector privado.

III. PROBLEMÁTICA ACTUAL

Los principales problemas que enfrenta el sector se pueden resumir en: a) la falta de una política clara en materia de precios de la canasta de energéticos; b) la complejidad institucional; y c) la sostenibilidad financiera de ECOGAS en el largo plazo como empresa administradora del transporte en el interior del país.

a. Falta de una Política en materia de Precios de la canasta de energéticos Con el fin de promover la definición de una estructura de costos competitiva del lado de la demanda, se deberán corregir las inadecuadas señales de precios de los combustibles derivados del petróleo que han generado distorsiones en el mercado energético y dificultado la penetración del gas natural, principalmente en el sector industrial y de transporte. Para ello se deben homogenizar las metodologías de cálculo, referentes de indexación, periodos de actualización y ámbitos de aplicación de los sistemas de libertad regulada y vigilada de precios de los diferentes combustibles y los de gas natural, para que la adecuada interacción de éstas variables le permitan al gas natural competir de manera sostenible, en igualdad de condiciones frente a sus sustitutos. Las señales de precios, también, deben mostrar coherencia entre sí para incentivar la mejor utilización de los diferentes energéticos que conforman la canasta.

Cuadro No. 1

< CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN PDF EN LA CARPETA “ANEXOS” >

b. Complejidad Institucional

Es un hecho que el desarrollo del gas natural depende en gran medida de la inversión en las diferentes actividades de la cadena. Sin embargo, dicha inversión está sujeta a la claridad, estabilidad y flexibilidad del marco regulatorio que defina el ente regulador. En la medida en que las decisiones toman mucho más tiempo del requerido, o que no exista una esquema simple para el trámite de las reglamentaciones correspondientes, afectarán la ejecución de nuevos proyectos y la participación del capital privado.

Por otra parte, la diversidad de entidades del Estado que se ocupan de inspeccionar, vigilar, controlar y regular el sector del gas natural, y su falta de coordinación, están ocasionando una parálisis en la ejecución de la mayoría de los proyectos del sector(2).

c. Sostenibilidad financiera de ECOGAS en el largo plazo como empresa administradora del transporte en el interior del país

Las proyecciones financieras de ECOGAS presentan una perspectiva muy desfavorable de evolución de la estructura financiera, en especial, el estado de resultados y el flujo de caja después de atender el servicio de la deuda con Ecopetrol por concepto de las obligaciones de los contratos de BOMT, muestran déficit serios, aun sin inversiones. El Valor Presente Neto del flujo libre de caja (FLC) de ECOGAS tiene un valor negativo que alcanza los US$114 millones(3).

IV.   ESTRATEGIAS

a. Falta de una Política en materia de Precios de la canasta de energéticos Se requiere de una política de precios de sustitutos basada en sus costos de oportunidad, es decir, tomando como referencia sus precios internacionales con el fin de garantizar criterios de economía de mercado a inversionistas potenciales e inducir nuevas oportunidades de negocio. Con el fin de promover la definición de una estructura de costos competitiva del lado de la demanda, se deberán corregir señales inadecuadas de precios de los combustibles derivados del petróleo que han generado distorsiones en el mercado energético y dificultado la penetración del gas natural, principalmente en el sector industrial y de transporte. Los precios internacionales son los mejores referentes del costo de oportunidad de lo sustitutos que se importan o exportan según sea el caso.

b. Complejidad Institucional

Con el objeto de evitar la duplicidad y el choque de funciones entre las entidades del Estado y lograr una gestión eficiente se hace necesario concentrar la política energética y la reglamentación técnica en el Ministerio de Minas y Energía, la regulación económica en la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, y el control en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios – SPSD.

Dada la limitada capacidad operativa de la CREG se hace necesario estudiar distintos esquemas para su modernización, incluyendo una revisión de su estructura organizacional interna y agilidad en el cumplimiento de sus funciones.

c. Sostenibilidad financiera de ECOGAS en el largo plazo como empresa administradora del transporte en el interior del país

El Gobierno nacional deberá efectuar una revisión al esquema actual de pagos de los BOMT´s, con el objeto de determinar las medidas fiscales necesarias para preservar la viabilidad financiera de la empresa en el largo plazo y que igualmente le permitan a la empresa diseñar la mejor estrategia comercial para alcanzar los objetivos de penetración del gas natural, a través de tarifas competitivas, particularmente en los sectores industrial y vehicular del interior del país, sin incurrir en prácticas de competencia desleal.

De otra parte, el Gobierno Nacional definirá en conjunto con Ecogás el plan de inversiones de corto, mediano y largo plazo para atender de manera adecuada la prestación del servicio, en condiciones normales y de emergencia, en concordancia con sus limitaciones tarifarias y capacidad de endeudamiento. Dicho Plan se constituirá en el Plan de inversiones públicas en la actividad de transporte de gas y será la base para el seguimiento por parte del Gobierno.

El Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público adelantarán los estudios necesarios para determinar los costos fiscales incurridos por el hundimiento de la inversión, como resultado de la modificación del esquema de pagos, comparados con los beneficios obtenidos por el mayor uso del sistema de transporte y la menor utilización de combustibles sustitutos.

V. RECOMENDACIONES

El Ministerio de Minas y Energía y el Departamento Nacional de Planeación recomiendan al CONPES:

Solicitar al Ministerio de Minas y Energía y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas:

1. Adoptar una política estable e integral de precios de los energéticos, especialmente para los combustibles líquidos, de tal forma que los agentes del sector puedan diseñar estrategias sostenibles para la penetración del gas natural en los sectores Industrial y de Transporte. Teniendo en cuenta la armonización de los periodos de actualización de los precios, del sistema de formación de los mismos, de los referentes de indexación y el reconocimiento del costo de oportunidad internacional en el precio de los combustibles.

2. Asegurar la disponibilidad del gas natural en el corto y largo plazo.

3. Incorporar los resultados del estudio de beneficio-costo adelantado por los Ministerios de Minas y Energía y de Hacienda y Crédito Público para la definición del esquema tarifario del sistema de transporte de ECOGAS.

4. Crear los mecanismos para subastar el gas de propiedad de Ecopetrol que no se encuentre comprometido en contratos.

5. Crear un sistema de información electrónico que permita consultar los precios nacionales y de referencia internacional de los hidrocarburos con una actualización mensual y semanal, respectivamente.

___________________

(1) Documento CONPES 2646 de marzo 18 de 1993, “Plan de Gas, Estrategia para el Desarrollo del Programa de Gas”.

(2) En las actuales circunstancias, las empresas del sector deben atender requerimientos del Ministerio de Minas y Energía, de la Superintendencia de Servicios Públicos (SSP), de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), del Ministerio del Medio Ambiente, de la Superintendencia de Industria y Comercio, de las Contralorías, de las oficinas de planeación municipal.

(3) Estudio realizado por la firma B&M para ECOGAS en junio de 2002.