Revista Dinero

Federico Renjifo, ministro de Minas y Energía. El Gobierno está definiendo la metodología para la comercialización del gas. Debe estar lista antes de terminar el primer semestre para que se hagan las negociaciones en el segundo.

| 6/13/2013 11:10:00 AM

El precio no es correcto

Si el Gobierno no se afana, las tarifas de energía podrían subir drásticamente en el país. El motivo: la ausencia de una regulación para la comercialización de gas.

En un moderno edificio al norte de Bogotá, los expertos de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) dan las puntadas finales para la metodología que permitirá, a partir de 2014, comprar gas en el país.

La Creg tiene una propuesta, que es el reglamento de comercialización mayorista para transar gas a largo plazo. Sin embargo, esa resolución no está en firme y en la práctica hoy no hay cómo comercializarlo.

Según Naturgas, el consumo interno de gas natural en Colombia, para 2012, fue de 894 GBTU por día, de los cuales el sector industrial representa 28%; los generadores térmicos, 25%; el servicio para los hogares, 20%; las refinerías, 12%, y el vehicular, 8%.

¿Qué significa que no haya hoy una metodología en firme? Eso implica que los productores que quieren monetizar sus reservas no tienen cómo hacerlo y la demanda no tiene la señal de precios a largo plazo que le permita modelar su mercado para las expansiones, en el caso de los distribuidores; asegurar el suministro y la operación de sus empresas, para los industriales, ni, en el caso de los térmicos, garantizar la energía en firme para la seguridad del sistema.

La decisión es esperada desde hace varios meses por los jugadores del sector y la Creg ha recibido varias críticas por la demora en su implementación. Esta situación ya tiene implicaciones.

“Tenemos un gran problema con el suministro confiable de gas para el parque de generación térmica. En este momento es imposible para un generador térmico firmar contratos de largo plazo en Colombia. A nosotros se nos venció el contrato de suministro el año pasado y no pudimos firmar contrato de largo plazo. Tuvimos que convertir nuestra planta de generación térmica La Sierra, que son más de 450 megavatios, a combustibles líquidos, lo que representa unos costos superiores en casi tres veces”, dice Juan Esteban Calle, gerente de EPM.

En el momento estarían en el aire dos terceras partes de la demanda de las térmicas, pues vencen en los próximos meses y se quedan sin contratos. Solo la tercera parte mantendría sus contratos vigentes. “Es urgente que se defina pronto la comercialización de gas natural. Si no se determina rápidamente, el problema es que las plantas tendrían que irse a combustibles líquidos y puede ser muy costoso para el país y en dos o tres años se puede ver reflejada esta problemática”, dice Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, el gremio que agrupa a los operadores térmicos.

El escenario

La Creg analiza diversos escenarios para determinar la comercialización del gas y cumplir con la instrucción del presidente Santos en el congreso de Naturgas de marzo pasado, de tener definida la reglamentación en el primer semestre para que se den los contratos en el segundo.

“Tuvimos una resolución de transición para comprar y vender gas para los contratos de 2012 y 2013 que tenía un esquema bueno: la Creg dijo, hagan un balance entre productores y demanda y observen cómo está el mercado. Si hay suficiente cantidad, negocien bilateralmente –sentarse compradores y vendedores y tratar de acordar unos precios que permitan remunerar sus actividades–; si el balance es negativo; es decir, si la oferta no es suficiente para atender la demanda, vaya a subastas y ahí pagará el gas el que mejor posición tenga para hacerlo”, dice un experto del sector.

De hecho, en las negociaciones primaron los acuerdos bilaterales que permitieron desarrollar los contratos y darle tranquilidad al sector. Sin embargo, las alarmas se encendieron recientemente. ¿Por qué? Hoy, vencida la transición y ad portas de generarse la norma definitiva, la propuesta de la Creg, que aún no se conoce en definitiva porque se está refinando tras una época de comentarios y observaciones, traería un esquema distinto: solo por subastas.

Para Eduardo Pizano, presidente de la Asociación de Gas Natural (Naturgas), si se cambian las condiciones hacia el modelo de subastas, tendría impacto en las tarifas porque el ajuste en el componente de producción, que representa 30% del total de la factura, se trasladaría a todos los usuarios, como le mencionó a los medios a finales de mayo pasado. Además, considera que la subasta genera un incremento artificial de precios cuando la oferta es superior a la demanda.

Por otro lado, existe preocupación pues en una subasta quien se llevaría el gas es el que tenga mejor posición de pago y los que más consumen. Una distribuidora pequeña no tendría el pulso suficiente para competir con una industria grande y sería necesario un mecanismo más ‘solidario’ en cuanto a la asignación del gas y la formación eficiente de precios.

El resultado de las subastas depende del balance de oferta y demanda. Si la oferta es mayor a la demanda puede tener precios a la baja; si, por el contrario, la demanda supera la oferta el precio va al alza. “El resultado de las subastas depende de los balances de oferta y demanda que haya en las zonas de los campos y centros de consumo que se vayan a atender”, le dijo a Dinero un distribuidor.

Agregó que en Colombia los precios “no son nada homogéneos, y eso hay que tenerlo en cuenta a la hora de la subasta, porque el precio de la Guajira tiene un tope y está indexado y está en US$6 o un poco más y se ve alto, frente a los mercados de esta zona del mundo. Pero también se ve alto porque en acuerdos bilaterales que ha habido, los precios resultantes han estado en el rango de US$3,80 a US$4,50. Hay que buscar precios más homogéneos. ¿Cómo se logra eso? Por subastas no es deseable en nuestra opinión, entonces miremos por bilaterales. Además, es necesario empezar a propiciar la competencia entre los campos pues hay pocos productores de gas”, dice.

Sin embargo, la Creg, en comunicación a Dinero en la que fija su posición, aclaró que frente a los rumores de que la Comisión ha decidido que el gas natural se comercialice únicamente mediante una subasta, “se debe precisar que la propuesta en consulta (Resolución Creg 113 de 2012) ya contempla la posibilidad de que el gas natural se comercialice mediante subastas y mediante negociaciones directas. Precisamente uno de los asuntos que se está analizando es la forma apropiada de combinar estos mecanismos de comercialización. Adicionalmente, no existe ningún sustento técnico que lleve a concluir que una eventual venta de gas natural mediante subasta deba conducir a un incremento generalizado de los precios”.

Si, como lo menciona la Creg, se piensa combinar los dos mecanismos, expertos ya ven que será un reto regulatorio muy grande. “Si va segmentada una parte en subasta y otra bilateral, eso en la práctica es tan perjudicial como solo las subastas. ¿Cómo se define quién va a subasta y quién va a bilateral? ¿Con qué criterio se selecciona? Y suponiendo que de las subastas se deduce un precio más alto que el bilateral, a quien le toca negociar en subastas ¿por qué tendría que pagar un gas con un precio más alto”, agrega un analista.

La decisión que se espera no es de poca monta. Es la definición de las reglas del juego de un sector que le ha dado una mayor diversificación al país en materia energética y que hoy es un soporte clave para su competitividad.

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