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CAMBIOS REGULATORIOS 2004 EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Lic. Diego F. Guichón CEARE Ciclo Básico Presencial ppt descargar
Publicada porDorita Esteban Modificado hace 4 años
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1 CAMBIOS REGULATORIOS 2004 EN LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Lic. Diego F. Guichón CEARE Ciclo Básico Presencial 2004
2 VISION GENERAL DE LOS CAMBIOS EN EL SECTOR GAS NATURAL Las medidas adoptadas por el Gobierno en el sector gas natural, a partir de los Dtos 180/04 y 181/04, han afectado a todos y cada uno de los participantes de la industria. Productores, Transportistas, Distribuidores y Usuarios son afectados por distintas medidas en diferente forma. Hay varios cambios en el rol del Estado, cuya intervención se acentúa claramente en el corto plazo. No puede definirse aún la permanencia o transitoriedad en este cambios.
3 CONCEPTOS PRINCIPALES Productores : a) acuerdos y regulaciones transitoria para recomponer los precios a niveles sustentables. Distintos senderos de recomposición de acuerdo al tipo de usuario. (Decreto 181/04 y Resolución MPFIPyS Nº 208/04). b) desarrollo simultaneo del Mercado Electrónico de Gas. (Decreto 180/04 Capitulo II). c) prioridad del mercado interno frente a la exportación tanto en gas como en transporte.( Res. SE 265/04 - Disposición SSC Nº 27/04 y Resolución SE Nº 659/04) d) mayores posibilidades de pass throught automático en el mediano plazo. (inciso h art. 11 Dto. 180/04).
4 CONCEPTOS PRINCIPALES Transporte: a) cambio en la administración y destino de los ingresos originados en el Transporte interrumpible y reventa de capacidad. (Art. 17 Dto 180/04) b) cambio en las regulaciones vinculadas a la ampliación de capacidad. (Dto 180 Capitulo I, Dto 906/2004, Resolución SE Nº 663/2004)
5 CONCEPTOS PRINCIPALES Distribución: - a) para nuevos usuarios directos: separación del negocio de distribución de gas del negocio de comercialización de gas (art. 4to Dto 181) - b) mayor regulación de su despacho y transferencia hacia el MEG de capacidad para administrar servicios interrumpibles (mercado city gate). (Anexo V Dto 180, - c) cambios compensatorios en la composición de los márgenes de distribución (servicios ID e IT no incluyen componente de transporte + cargo por reserva de capacidad servicio GNC).(Art. 27 y Anexos I, II, III y IV Dto. 180/2004). - d) cambios en las regulaciones vinculadas a la ampliación de la capacidad. (Dto 180 Capitulo I, Dto 906/2004, Resolución SE Nº 663/2004)
6 CONCEPTOS PRINCIPALES Usuarios: - Segmentación de la demanda con distintos niveles coyunturales de protección en cuanto al precio del gas en cabecera y distintos obligaciones futuras de la Distribuidoras de proveer servicios de gas y transporte, sujeto al desarrollo del MEG. (Dto 181 y Acuerdo homologado por Resolución MPFIPyS Nº 208/04). - Residenciales y pequeños comercios Tienen la protección mayor en cuanto a precio de gas, empleo de la capacidad de transporte existente, y asignación de capacidad de ampliaciones. - Generación de electricidad para servicio público. Han tenido una alta protección en el 2004 cuando se comprometía el corte del servicio eléctrico. (Art.2do Res.659/04)
7 CONCEPTOS PRINCIPALES -Nuevos usuarios directos: a) han tenido en el 2004 distinta prioridad respecto de las exportaciones si son firmes a si son interrumpibles. (Disp. SSC.27/04 y Res SE.659/04) b) las Distribuidoras perderán paulatinamente su obligación de suministro de gas y transporte. c) tienen un mecanismo de protección diferente en los Acuerdos de Normalización del Precio del Gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte. d) tendrán que comprar su propio gas pero contaran con el MEG para adquirirlo en procesos transparentes. e) tienen frente a las Distribuidoras, mayor certeza en cuanto a normas de despacho y posibilidad de venta de Ctiy Gate de los servicios contratados.
8 CONCEPTOS PRINCIPALES Papel del estado a) Mercado Mayorista de Gas. Mayor intervención en el Corto Plazo, probable menor intervención en el Pass trhough en el mediano plazo. (sujeto a funcionamiento del MEG). b) Mayor intervención en determinación de prioridades mientras duren condiciones de escasez de capacidad de transporte y/o de gas. en brindar distintos. c) Obras de ampliación. Mayor participación en la definición de obras, en la determinación de sus costos y sus formas de contratación y financiación.
9 IMPORTACION DE GAS NATURAL ACUERDOS INTERNACIONALES IMPORTACIÓN DE GAS DE BOLIVIA Inicio. Mayo / Junio 2004. Volúmenes acordados. Hasta 4 MMm 3 /día por el ducto Pocitos – Campo Durán, hasta saturar la capacidad del Gasoducto Norte. Vendedor en frontera. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Comprador en frontera. Productores, Industrias, Generadoras Térmicas o Distribuidoras.
10 EXPORTACION DE GAS NATURAL MM M3 (Enero - Julio) País 2003 2004 Brasil 170,98 162,79 Chile 3.507,76 3.927,72 Uruguay 28,99 48,86 Total 3.707,73 4.139,38
11 ESQUEMA DE NORMALIZACION DEL PRECIO DEL GAS EN EL PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE Lic. Diego Guichón
12 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL JUNIO – AGOSTO 2003 Estudio del Costo de Exploración y Explotación del Gas Natural en Boca de Pozo. FEBRERO 2004 Decretos 180 y 181/2004. Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Boca de Pozo. ABRIL 2004 Firma y Homologación del Acuerdo con los productores de gas natural para implementar el Esquema de Normalización. Período 2004/2006. Resolución MPFIPy S Nº 208/2004 MAYO 2004 Implementación de lo dispuesto en el Decreto 181/2004.
13 T.I.R. POR CUENCA
14 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL ESQUEMA DE NORMALIZACIÓN SEGEMENTACION DE DEMANDA INDUSTRIAS Usuarios Industriales, Generación y GNC. Fin del período de normalización: Julio 2005. Es el 80% de la demanda. MERCADO TOTAL Fin del período de normalización: 31 de Diciembre 2006. NUEVOS CONSUMIDORES DIRECTOS La industria paulatinamente pasará a comprar el gas en boca de pozo en forma directa.
15 ESQUEMA DE NORMALIZACION DEL PRECIO DEL GAS EN EL PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE 1) Nuevos Consumidores Directos : Mayo 2004 - Julio 2005 2) Resto de los Usuarios Diciembre del 2006 en adelante.
16 ESQUEMA DE NORMALIZACION DEL PRECIO DEL GAS EN EL PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE
17 Cuadro 2: Incrementos Porcentuales a aplicar a los precios pagados por los prestadores de Servicios de Gas por redes a Productores en Mayo de 2001, correspondientes a volúmenes de gas para abastecer a "Usuarios Industriales" y "Generadores" Cuenca de OrigenIncremento NOA 40,01 NEUQUINA - TGS 33,21 NEUQUINA - TGN 33,21 CHUBUT SUR 50,14 SANTA CRUZ 43,89 TIERRA DEL FUEGO 42,71
18 VOLUMENES DE GAS COMPROMETIDOS Los originalmente contratados por las prestadoras de los servicios de distribución de gas natural por redes, + Crecimiento esperado en los servicios Residencial y los DOS (2) primeros escalones del Servicio General "P", + Volúmenes contratados con generadoras de electricidad que utilizan la capacidad de transporte contratada por las prestatarias de los servicios de distribución de gas natural.
19 RESOLUCIÓN MPFIPY S Nº 208/2004 - Carácter transitorio del Acuerdo. - Condiciones para la plena desregulacion del mercado mayorista de gas natural (i) se encuentre en funcionamiento el MERCADO ELECTRONICO DE GAS, - (ii) exista un mayor grado de desagregación y competencia en la industria del gas, y - (iii) no existan restricciones de abastecimiento para el mercado interno.
20 REGULACION Y FINANCIAMIENTO DE LA AMPLIACION DEL SISTEMA Dto. 180 Titulo I Art. 1ro. a) Crea Fondo Fiduciario para atender Inversiones en Transporte y Distribución b) Se financia por: - Cargos tarifarios, - Programas especiales de crédito, - Aportes específicos de beneficiarios directos - Se excluyen aporte de fondos públicos
21 SELECCIÓN INICIAL DE OBRAS 2004/2005 - TGN 2,8 MMm3/día - TGS 2,6 MMm3/día (1ra etapa San Martín II) - Patagónico: Cerro Dragón - Esquel 1 MMm3/día. Inversión Total 1300 Mill de $. Financiación Aportes Privados y Fondo Fiduciario (Dto 180/04)
22 SELECCIÓN DE OBRAS 2005/2006 - Gasoducto del Noreste Argentino: Capacidad inicial 20 MMm3/día, ampliable a 30 MMm3/día. - San Martín II Fin 1ra etapa : 5.4 MM m3/día 2da etapa: 16.0 MM m3/día Inversión total: 4100 millones de $.
23 MERCADO ELECTRONICO DE GAS (MEG) Dto. 180 Titulo II art. 6to. Crea el MERCADO ELECTRONICO DE GAS cuyas funciones serán: - transparentar el funcionamiento físico y comercial de la industria de gas natural - coordinar en forma centralizada y exclusiva todas las transacciones vinculadas a mercados de plazo diario o inmediato (mercados "Spot"), de gas natural y a los mercados secundarios de transporte y de distribución de gas natural.
24 MERCADOS QUE OPERARAN EN EL MEG Mercado spot de gas. Mercado a término de gas. Opcional con posibles garantías de pass through automático. Mercado city gate de gas Capacidad disponible de transporte (interrumpible). Capacidad remanente de transporte. Reventa de capacidad firme.
25 MERCADO ELECTRONICO DE GAS (MEG) Información física: - despachos de transportistas y distribuidoras. - modelos de simulación y operación. Información comercial. - información básica y comercialmente relevante contenida en los contratos. - índices de precios y demás estadísticas relacionados con el despacho de los sistemas de transporte y distribución, con los distintos mercados de gas natural, transporte o distribución, y con los contratos a término de compraventa de gas natural y transporte, tanto para el mercado interno como para el externo.
26 MEG Y PASS THROUGH DE GAS 1) transparencia en los procedimientos y eficiencia en la formación de precios, en aquellas operaciones de corto, mediano o largo plazo, cuya concurrencia a través del MERCADO ELECTRONICO DE GAS sea voluntaria, y las partes hayan optado por perfeccionarlas por intermedio del MERCADO ELECTRONICO DE GAS. 2) Habilitar, previa consulta al ENARGAS alternativas de contratación de gas natural en el PIST para las Distco cuyos precios de compra posteriormente se trasladarán, sin más trámite, a la tarifa final de los mismos, dado que se verifican los presupuestos establecidos en el Artículo 38 Inciso c) de la Ley Nº 24.076.
27 MEG Y MERC. DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE - Los titulares o disponentes de capacidad de transporte firme, contratada o no, cualquiera sea la modalidad regulatoria del sistema de transporte respectivo, deberán comercializar toda su capacidad disponible no nominada para el día siguiente acorde a las Pautas de Despacho, a través del MEG. - Las operaciones de Reventa de Capacidad se deben realizar a través del MEG. - Se incluye también a la capacidad remanente no utilizada de cualquier sistema o gasoducto de transporte, cualquiera sea su condición regulatoria - Asignación de los ingresos generados por estas operaciones a reglamentar por la SE.
28 MEG MERCADO CITY GATE Los usuarios que contratan servicios con su distribuidora zonal, en donde se observan cargos por reserva de capacidad, obligaciones de tomar o pagar u otras equivalentes, estarán autorizados a revender el servicio recibido en el punto de entrega del sistema de transporte correspondiente ("city gate"), conforme a los procedimientos del MEG, sin necesidad de aprobación de la firma Licenciataria de distribución zonal.
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 RESOLUCIÓN 
 Artículo 38