Industria del Gas Natural

1. UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRESFACULTAD DE INGENIERIARÉGIMEN LEGAL ARGENTINO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL PROFESOR: DR. EDUARDO RAMÓN ZAPATAIGPUBA - JUNIO 2010

2. Las cadenas del petróleo y el gas natural constan de 4 etapas, en las cuales se explora y extrae el hidrocarburo, se transporta y luego se refina y distribuye Industria del Gas Natural Sector Producción Transporte Distribución Comercialización Etapa • Exploración / Perforación / Extracción • Tratamiento del gas: - Gas asociado: separación de gas y petróleo - Gas no asociado: separación de propano y butano en planta LTS • Almacenamiento • Precios desregulados • Compresión • Transporte por gasoducto • Separación de derivados: la realiza el productor o el transportista • Exportación • GNL: licuefacción – transporte – regasificación • Tarifas reguladas; en proceso de renegociación de contratos • Comercialización: a cargo de distintos agentes de la cadena • Mercado Interno • Mercado Externo • Precios libres GAS NATURAL • Distribución de los productos del Gas Natural • Usuarios Residenciales • Comercios • Usinas eléctricas • Estaciones de GNC • Almacenamiento • Tarifas reguladas; en proceso de renegociación Principales Actividades Fuente: Análisis propio en base a entrevistas

3. Servicios Específicos Servicios Generales En este sentido, la industria es fuertemente generadora de actividad en múltiples sectores, con un alto impacto sobre el PBI… Upstream Midstream Downstream • Requerimientos de elevadas inversiones y desarrollo tecnológico • Importante presencia de Compañías internacionales regionales y locales • Grado variado de integración • Actividad intensiva en requerimientos de capital • Exploración y Explotación: • Petróleo – 33 productores • Gas - 31 productores • Concentración geográfica: • Petróleo – Cuenca Neuquina y Golfo de S.J. • Gas - Cuencas Neuquina, Austral y NOA • Transporte: • Petróleo – 10 empresas transportistas • Gas – 2 transportistas • 4 Empresas principales de Refinación (Petróleo). • Concentración Geográfica: Provincia de Buenos Aires y Mendoza • 9 Distribuidoras – Gas • Concentración Geográfica: Buenos Aires y centros poblados Operadores de la Cadena de Gas y Petróleo • Impacto sobre múltiples actividades • Concentración variada según la actividad • Coexistencia de PyMEs locales y Multinacionales • Fuerte generadora de Mano de Obra • Alto grado de especialización Proveedores de Bienes • Tubos • Bombas • Cabezas de Pozo • Trépanos • Aparatos de Bombeo • Compresores de Gas • Químicos • Tanques de Almacenamiento • Sísmica • Perforación • Terminación y Reparación • Inyección • Perfilaje / Ensayo de pozo • Waste Management • Cementación • Estimulación de pozos • Tendido de Línea • Obra Civil / Mecánica • Transporte • Tornerías y Talleres Metalúrgicos Sectores Vinculados Fuente: IAPG / Secretaría de Energía

4. Análisis de fortalezas y debilidades del sector • Importantes cuencas no exploradas con posibilidades geológicas (incluyendo off-shore), aunque con alto riesgo • Buena capacidad instalada de refinación de petróleo y transporte de gas • Los criterios de calidad, productividad, seguridad y cuidado del medio ambiente siguen criterios internacionales de creciente exigencia (alta concientización) • Balanza comercial positiva • Muy buen posicionamiento en gas natural • Recursos humanos altamente capacitados para todas las actividades, incluido Investigación & Desarrollo • Existencia de varias cuencas sedimentarias: producción diversificada geográficamente Fortalezas • Ausencia de una Visión de Mediano y Largo Plazo, que contemple las interacciones entre las distintas fuentes de energía y el aprovechamiento de las capacidades instaladas • Inseguridad jurídica e incertidumbre fiscal • Insuficiente inversión en exploración • Distorsión de precios de los combustibles en el mercado doméstico (especialmente por el Gas). Falta de incentivos para explorar en los precios del gas • Poca infraestructura en localidades petroleras patagónicas (caminos, conexiones, vuelos entre ciudades, localidades con baja radicación de familias) • Insuficiente resguardo de la información petrolera (geológica y geofísica) • Alto costo de capital (prima de riesgo) Debilidades

5. Análisis de fortalezas y debilidades del sector (Cont.) Oportunidades • Mayor desarrollo de la industria por el mantenimiento de altos precios del WTI (Acción coordinada de la OPEP) • Incremento de la demanda global: EEUU planea redireccionar su demanda externa de crudo y derivados. Crecimiento de consumo de energía en China • Oportunidad de integración energética regional • Aumento de la participación regional del gas en la matriz energética como fuente eficiente de generación de Energía Eléctrica (potencial de exportación) • Países limítrofes con poca industria gasífera • Oportunidades en Gas para el desarrollo de: • Producción de Metanol (hoy Chile lo produce con gas argentino) • Producción de Fertilizantes • GTL (Gas to Liquid) que permite transformar el gas en combustible líquido Amenazas • La carga impositiva distorsiona los precios finales de los combustibles, cambiando la configuración de la producción de combustibles • Acciones descoordinadas de las provincias productoras, entre ellas y con la Nación, al desarrollar su propia normativa y política fiscal • Riesgos de pérdida de productividad e inversiones por el descontrol de la acción gremial y la protesta social (piquetes y agresiones a instalaciones)

6. Mercado del Gas en Argentina: Caracterización Esquemática previo a la emergenciaEconómica Ley 25.561 Pequeños y medianos consumidores Subdistribuidores Productores Distribuidores Transportistas Grandes consumidores Comercializadores

7. Ley 17.319 (1967) (Hidrocarburos) Ley 24.076 (1992) (Gas Natural) Autoridad regulatoria (Ente Nacional Regulador del Gas – ENARGAS) Resoluciones Licencias de transporte y distribución Resoluciones de la Secretaría de Energía Productores Transportistas – Distribuidores – Subdistribuidores – Comercializadores – Compañías de almacenaje - Consumidores Industria del Gas en Argentina: Marco Regulatorio previo a la emergencia económica ley 25.561

8. Antes del 28 de Diciembre de 1992 Después del 28 de Diciembre de 1992 Gas del Estado – Monopolio Estatal con Empresa Estatal - Único comprador Transportador, Distribuidor y Comercializador de Gas • Acceso abierto • Tarifas reguladas • Dos compañías de transporte • Los Transportistas no pueden comprar ni vender gas Transporte • 9 Compañías de Distribución • Tarifas reguladas • Ganancias derivadas exclusivamente del servicio de distribución Secretaría de Energía Gas del Estado • Secretaría de Energía (Produccción) Ley 17319 • ENARGAS (Transporte + Distribución) Ley 24076 Autoridad Regulatoria Organización de la Industria del Gas Distribución

9. Organización de la Industria del Gas Antes de la Privatización (hasta Dic. ´92) Después de la Privatización • Precio regulado • Mercado altamente concentrado por Empresa Estatal Monopólica • Ministerio de Economía fija los precios Producción de Gas • Precio negociado libremente • Mercado menos concentrado (todavía con pocos vendedores) • Autoridad Regulatoria (ENARGAS) autoriza el pase a tarifa de las variaciones en el precio del gas (pass-through)

10. ORGANIZACION DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ( Post Privatización) • Secretaría de Energía (Exploración+Producción) • ENARGAS (Transporte+ Distribución) • Regulación a Nivel Nacional Autoridad Regulatoria

11. Industria del Gas - Marco Regulatorio TRANSPORTE DE GAS: • Dos Transportadoras en operación • Periodo de licencias : 35 + 10 años de prórroga • Acceso a la capacidad: abierto • Transportistas no compran ni venden gas • Tarifas reguladas por precios máximos • Expansiones no obligatorias

12. Cuencas y Gasoductos CUENCA NOROESTE CUENCA NEUQUINA CUENCA GOLFO SAN JORGE SISTEMAS: TGN TGS CUENCA AUSTRAL

13. Industria del gas - Marco Regulatorio DISTRIBUCIÓN DE GAS : • Unidades regionales de negocios determinadas por estudios económicos y técnicos • 9 Distribuidoras de gas • Período de licencias : 35 + 10 años • Monopolio geográfico relativo • Contratos directos con grandes usuarios • Ganancias sólo sobre los servicios de distribución • Tarifas reguladas por precios máximos-Price cap • Capacidad de transporte previamente asignada, con derecho a reducción (desde el 28/12/92) • Responsables del abastecimiento a los consumidores que no tienen contrato directo

14. Licenciatarias del Servicio de gas Transportadora de Gas del Norte S.A. Km de Gasoducto: 4 438 GasNor S.A. N° de usuarios: 249 694 Km de redes: 5 127 NEA Mesopotámica S.A. Distribuidora de Gas del Centro S.A. N° de usuarios: 371 916 Km de redes: 9 137 Litoral Gas S.A. N° de usuarios: 375 502 Km de redes: 6 751 Gas Natural BAN S.A. N° de usuarios: 1 077 273 Km de redes: 17341 Distribuidora de Gas Cuyana S.A. N° de usuarios: 304 278 Km de redes: 6 815 MetroGas S.A. N° de usuarios: 1 855 427 Km. de redes: 12 820 Camuzzi Gas Pampeana S.A. N° de usuarios: 796 739 Km de redes: 18 056 Transportadora de Gas del Sur S.A. Km de Gasoducto: 6 090 Camuzzi Gas del Sur S.A. N° de usuarios: 368 011 Km de redes: 10 607 Datos a Diciembre 1998

15. Principios del sistema regulatorio de la Industria del Gas • Protección de los derechos del consumidor. • Promoción de la eficiencia. • Minimización de la carga burocrática de la regulación. • Promoción de la competencia.

16. Objetivos del Organismo Regulador • Regular las actividades de transporte y distribución, asegurando tarifas justas y razonables • Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso racional del gas • Velar por la adecuada protección del medio ambiente

17. Principales Regulaciones • Ajuste de tarifas y revisión de la metodología tarifaria. • Reglas técnicas y de seguridad sobre: • Transporte. • Distribución. • GNC (Estaciones de Servicio, PEC, etc.) • Artefactos, accesorios. • Expansión de las redes de distribución y transporte. • Aprobación de modelos de contratos. • Condiciones a cumplir por los Subdistribuidores. • Intervención en aspectos técnicos y comerciales de Exportación de gas.

18. Principales controles del servicio • Tarifas. • Normas Técnicas • Calidad de gas - Calidad de Materiales y Equipos • Inversiones Obligatorias. • Mantenimiento y Seguridad. • Despacho de Gas / Restricciones a usuarios. • Facturación. • Reclamos. • Seguros.

19. ASPECTOS ECONÓMICOS DEL TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

20. Estructura de la Industria del Gas TRANSPORTISTAS • TGN • TGS DISTRIBUIDORAS • GASNOR • CENTRO • CUYANA • LITORAL • GAS BAN • METROGAS • PAMPEANA • SUR • NEA MESOPOTAMICA • SUBDISTRIBUIDORAS P R O D U C T O R E S USUARIOS • GNC • RESIDENCIAL • INDUSTRIAS • COMERCIOS • SERVICIOS GRANDES USUARIOS • INDUSTRIAS • SERVICIOS Flujo del gas Comercialización COMERCIALIZADORES

21. Técnicas Usuales de Regulación de Servicios Públicos

22. Regulación por Tasa de Retorno

23. Regulación por Métodos Combinados

24. Regulación por costo del servicio o tasa máxima de retorno

25. Regulación por costo del servicio o tasa máxima de retorno • La forma más usual es que se utilicen los costos históricos de operación para un período de referencia (test period) por ejemplo de 1 año • El stock de capital (Base Tarifaria) en general se calcula a través de la depreciación de inversiones previas • Se efectúan ajustes para excluir costos no justificables o “imprudentes” • La tasa de retorno justa y razonable se estima a través del costo de oportunidad del capital (en la práctica la fijación de esta tasa en USA es más flexible hacia arriba que hacia abajo por garantías constitucionales)

26. Regulación por costo del servicio o tasa máxima de retorno • Puntos de controversia más comunes: • Qué costos se permiten • Medición del stock de capital (Base Tarifaria) • Determinación del costo del capital • Revisiones y período regulatorio (lags) • En su concepción teórica la regulación por costo del servicio implicaría equiparar costos e ingresos en forma continua pero en la práctica no es así (en promedio los períodos regulatorios son del orden de los 18 meses en USA) • De todos modos las revisiones tarifarias son endógenas (puede pedirlas la firma o el regulador), elemento relevante desde el punto de vista de los incentivos, ya que no promueve el esfuerzo en reducción de costos

27. Regulación por Price Cap

28. Price Cap

29. Price Cap Calidad del servicio • La regla de remuneración de costos del price cap introduce incentivos a subinvertir en calidad • Por ello se requieren otros instrumentos regulatorios para mitigar este efectos, como los estándares de calidad Incentivos a la inversión • Dado que el nivel tarifario está preestablecido y el período regulatorio es fijo, pueden generarse pocos incentivos para la inversión en proyectos con una tasa de retorno inferior al costo del capital • El price cap requiere algún mecanismo explícito para el tratamiento de las inversiones en expansión cuando no son rentables con las tarifas reguladas (costo incremental vs. roll-in)

30. Price Cap • Se fija un nivel inicial de tarifas que se ajusta por una fórmula de tipo RPI-X • En su forma teórica pura (extrema) no hay revisión y no se requiere uso de datos contables de costo, lo cual reduce la “carga” regulatoria • En la práctica se introducen revisiones tarifarias con períodos regulatorios fijos y exógenos (p.ej. 5 años) • El enfoque teórico es prospectivo, los costos y beneficios realizados no se usan explícitamente, sino que las tarifas se ajustan por una fórmula para eliminar el vínculo entre los costos propios de la firma y la tarifa que cobra.

31. Price Cap Pass-Through de costos • Cuando hay costos significativos que generan incertidumbre y se encuentran fuera del control de la firma, suelen encontrarse esquemas de P-T que reducen el riesgo para la firma y permiten una tarifa más baja, aunque como contrapartida pueden reducir los incentivos para bajar esos costos (p.ej. mitigando el riesgo - hedging) Duración del período regulatorio (regulatory lag) • Un período largo provee más incentivos para la eficiencia productiva pero puede generar problemas de eficiencia asignativa si las tarifas y los costos evolucionan en forma divergente. • Asimismo puede generar problemas distributivos si permite la obtención de beneficios excesivos o hacer inviable la operación si la firma incurre en pérdidas por mucho tiempo

32. Price Cap Flexibilidad de precios relativos • Existen distintas variantes dependiendo de que la restricciónde precios sea sobre cada servicio, sobre una canasta de servicios o sobre el ingreso medio • Una mayor flexibilidad para que la firma determine la estructura tarifaria puede ser beneficiosa en ciertos casos si permite que se eliminen subsidios cruzados, se reflejen mejor los costos y se facilite la introducción de nuevos servicios • Sin embargo, cuando coexisten segmentos regulados y sujetos a competencia, la flexibilidad puede ser usada en forma predatoria • Además la flexibilidad puede perjudicar a determinados grupos de consumidores, por ello en los price caps sobre el ingreso medio o sobre canastas de servicios suelen agregarse restricciones sobre la evolución de determinadas tarifas (p.ej. residenciales; UK gas límite al cargo fijo para bajos consumos)

33. Price Cap • La firma tiene flexibilidad para reducir sus precios por debajo del máximo. • La regla de remuneración de costos procura ser simple y transparente, por lo cual se usa un índice de precios general en lugar de un índice de costos específico de la industria • El índice general (RPI, PPI) no puede ser manipulado por la firma y brinda a los consumidores señales predecibles sobre los precios

34. Métodos de Regulación Convergencia de esquemas • En realidad las diferencias prácticas entre los distintos métodos son menores que en los extremos teóricos • La regulación por costo del servicio no implica revisiones continuas • El price cap no es puramente prospectivo, la performance pasada suele influir en las revisiones tarifarias • Se han desarrollado esquemas mixtos referidos como regulación por incentivos (incentive regulation) porque proveen más incentivos a la reducción de costos que la regulación tradicional por costo del servicio

35. Métodos de Regulación Esquemas mixtos En general se comparten costos o beneficios entre la firma y los usuarios • Reparto de ganancias (profit sharing) o sliding scale plan • ra=rt+h(r*-rt) • r* tasa de retorno objetivo (“razonable”) • ra tasa de retorno permitida • rt tasa de retorno observada • h es una constante entre 0 y 1 (h=1: costo plus; h=0: price cap)

36. Métodos de Regulación Competencia por comparación (Yardstick) • Procuran resolver el conflicto entre eficiencia productiva y asignativa utilizando información de otras empresas • Se imita al mercado competitivo, se mantienen los incentivos a reducir costos porque las tarifas se desvinculan de los costos propios de la firma, y se maximiza la eficiencia asignativa al aproximar las tarifas a los costos • Es el origen de la desintegración horizontal • Contribuye a mitigar la asimetría informativa porque no requeriría deslindar las variaciones de costo exógenas de las endógenas si las firmas comparadas son iguales • Limitación práctica: las firmas a comparar no son idénticas, existen factores que afectan los costos de unas y no de otras • Benchmarking: variante comparando con empresa hipotética

37. Estructura Tarifaria TARIFA FINAL PRECIO DEL GAS MARGEN DE DISTRIBUCIÓN = + + TARIFA DE TRANSPORTE REGULADO NO REGULADO REGULACIÓN: • Sin subsidios cruzados • Recuperación de costos y ganancias razonables • Mínimos costos para usuarios finales • Tarifas en dolares U$S (hasta enero 2002) • Tarifa máxima ajustable cada 5 años La cuestión impositiva: Tasas municipales.

38. Formación de las Tarifas: Distribución

39. Industria del Gas en Argentina: Mecanismo de formación de precios Mecanismo de formación de precios (Netback / Mark-up Feedback) Mecanismo de autorización de precios y sus ajustes (Contrato de licencia)

40. Mecanismo Tarifario Anterior a la Privatización

41. Metodología Tarifaria Post-privatización

42. Metodología Tarifaria Post-privatización (cont.)

43. Expansiones al Sistema de Distribución

44. Expansiones al Sistema de Distribución (cont.)

45. Tarifas: Principios Generales(LGN, Art. 38) A. Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer: • Todos los costos operativos razonables aplicables al servicio. • Impuestos. • Armonizaciones. • Una rentabilidad razonable, definida como aquella “similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable; y que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios. (LGN, Art. 39) B. Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de presentación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el Ente califique como relevante. C. El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el Ente considere equivalentes. D.Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán elmínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.

46. Restricciones a la Integración Vertical para Distcos, Transcos, Productores, etc. Tarifas: Clases de Ajustes A. Ajustes periódicos y de tratamiento automático y preestablecido: • Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional. - Price Producers Index. • Ajuste por variaciones en el precio del Gas comprado. • Ajuste por variaciones en el costo del transporte. B. Ajustes periódicos y de tratamiento a preestablecer por la Autoridad Regulatoria: • Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas. - Factor de Inversión. - Factor de Eficiencia. C. Ajustes no concurrentes: • Ajustes basados en circunstancias objetivas y justificadas. • Ajustes por cambios en los impuestos.

47. Tarifas: Clases de Ajustes A. Ajustes periódicos y de tratamiento automático y preestablecido (RBL, Art. 9.4.) • Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional. “En el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán a una metodología elaborada en base a indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores. Dichos indicadores serán a su vez ajustados, en más o menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en constitución, operación y mantenimiento de instalaciones.” (LGN, Art. 41) - Price Producers Index (RBL, Art. 9.4.1.1.) Periodicidad: enero y Julio c/año. Objeto: reflejar el valor de bienes y servicios.

48. Ajuste por variaciones en el precio del Gas comprado (RBL, Art. 9.4.2.) “En ausencia de mala fe, los precios libremente negociados entre partes independientes se presumirán justos y razonables. Frente a tal presunción el impugnante soportará la carga de la prueba del exceso injustificado.” (DR 1738/92, Art. 38) Principio de indiferencia: “5) Las variaciones del precio de adquisición del Gas, serán trasladados a la tarifa final al usuario de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al distribuidor ni al transportista bajo el mecanismo, en los plazos y con la periodicidad que se establezca en la correspondiente habilitación.” (DR 1738/92, Art. 37) “c) El precio de ventas del gas por parte de los consumidores, incluirá costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el Ente considere equivalentes;” (LGN, Art. 38) DR 1411/94: • Instruye ENARGAS certificar compras transparentes, abiertas y competitivas; • Si verificare lo contrario, trasladará el menor costo del mercado para condiciones y volúmenes similares; • Instruye S.E. informe ENARGAS conductas anticompetitivas, monopólicas, indebidamente discriminatorias o que impliquen abuso de posición dominante en los mercados de gas natural.

49. Ajustes periódicos y de tratamiento a preestablecer por la autoridad regulatoria (RBL, Art. 9.5.) Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas: “Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas. Dicha revisión deberá ser efectuada de conformidad con lo establecido por los artículos 38 y 39 y fijará nuevas tarifas máximas de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 39 de la presente ley.” (LGN, Art. 42) Periodicidad: c/5 años Objeto: otorgar a Licenciatarias una rentabilidad razonable, similar a otras de riesgo equiparable o comparable, que guarde relación con grado de eficiencia y prestación. No retroactiva ni compensatoria. Afectan factores X y K.

50. Factor de Eficiencia (RBL, Art. 9.4.1.2.) Factor X Periodicidad: c/5 años. Objeto: inducir mayor eficiencia Actualmente = 0 Autoridad Regulatoria propone programa de inversiones requeridas y ahorros de costos. Periodicidad: c/5 años • Factor de Inversión (RBL, Art. 9.4.1.3.) Factor K Periodicidad: c/5 años (o excepcionalmente cuando se basa en circunstancias objetivas y justificadas) Objeto: compensar inversiones adicionales Licenciataria propone Plan de Inversiones y Relevamientos y Autoridad regulatoria propone Factor de Inversión.