PROPUESTA REGULATORIA PARA LA REMUNERACIÓN AL...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

PROPUESTA REGULATORIA PARA LA REMUNERACIÓN AL COMERCIALIZADOR DE GLP Y SU TRASLADO AL USUARIO FINAL

DOCUMENTO CREG-046JUNIO 22 DE 2005

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No. 261

PROPUESTA REGULATORIA PARA LA REMUNERACIÓN AL COMERCIALIZADOR DE GLP Y SU TRASLADO AL USUARIO FINAL

1. Introducción

La remuneración del suministro de GLP ha sido desde su inicio regulada por la CREG debido a la situación monopólica de la producción y la comercialización al mayoreo en cabeza de ECOPETROL. Sin embargo, es claro que la naturaleza transable del GLP incrementa las posibilidades de convertir su comercialización en una actividad competitiva. Por tal motivo las propuestas regulatorias para este sector propenden por desarrollar la estructura de mercado y las condiciones de participación en él necesarias para garantizar que la competencia sea alcanzable y sostenible en el largo plazo y que por tanto el precio del combustible deje de ser objeto de regulación. En el entretanto, la responsabilidad del regulador en la fijación del precio del combustible es el de proporcionar al mercado las señales adecuadas de escasez y remunerar el verdadero costo económico del bien.

La Resolución CREG-066 de 2002 sometida a consideración de los agentes y de terceros interesados, propuso mantener la regulación del precio de suministro de GLP, a pesar de no haber determinado de manera específica cuál sería la metodología para establecer dicho precio. Los comentarios hechos a esta resolución en materia de regulación del precio de suministro contemplaron una amplia gama de metodologías sugeridas, que van desde la regulación por costos de producción hasta la liberación del precio.

En este documento se presentan las ventajas y desventajas de las distintas alternativas regulatorias, junto con la justificación de elegir la Paridad de Exportación como la más consistente con los objetivos de corto y largo plazo del regulador.

El orden del documento es el que sigue: en la primera sección se presentarán las características generales del mercado actual de GLP y sus perspectivas en el corto y mediano plazo. La segunda sección plantea los objetivos la Comisión tiene en cuenta en el momento de diseñar la señal de precios. En la tercera sección se evalúa cada una de las alternativas de regulación del precio de suministro de GLP con base en el panorama del mercado. La cuarta sección presenta de manera detallada la propuesta regulatoria de remuneración mediante la Paridad de Exportación así como la forma en que esta metodología se reflejará en la fórmula tarifaria. Por último el documento contiene las conclusiones generales del análisis.

2. Diagnóstico de la situación actual del mercado

2.1 Demanda de GLP

■ Composición de la Demanda: Según ECOPETROL la mayor parte de su producción se ha destinado a atender la demanda doméstica. Así durante los últimos cuatro años la participación de las exportaciones dentro de su producción mensual de GLP escasamente ha superado el 6% (Ver Figura 1)

D-046 GENERACIÓN DE GLP 30

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Figura 1. Participación de las Exportaciones en la ProducciónNacional de GLP

400000

350000

300000

$ 250000 c0© 200000 a>T3

■S! 1500001

100000

50000

02001 2002 2003 2004*

H Mercado doméstico ■ ExportacionesFuente: ECOPETROLNota: Las cifras de 2004 comprenden los meses de enero a mayo.

Además, como es bien conocido, la mayor parte del consumo es residencial y comercial. Aunque se cuenta con algunos clientes industriales, cerca del 80% del GLP producido por ECOPETROL es para el consumo de los primeros dos sectores (Ver Figura 2).


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Figura 2. Composición del Consumo Nacional de GLP

350.000

300.000

250.000

| 200.000 O)o

150.000_oS

100.000

50.000

2001 2002 2003 2004’'

B Residencial y Comercial B Industrial □ Otros

Fuente: ECOPETROLNota: A la fecha de elaboración de este documento solo se obtuvieron datos hasta agosto de 2004.

Figura 3. Ventas de GLP y Nuevas Instalaciones de Gas Natural

400,00

350,00

USUAjjS&S0GN

150,00

100,00

1995 1996 1997 1998 1

I INSTALACIONES ADICIONALES

15,000 BDC de GLP

2000 2001 2002 2003

VENTAS DE GLP

Fuente: ECOPETROL


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■ Perspectivas de crecimiento del consumo: en cuanto a la evolución de la demanda, se observa que el crecimiento sostenido con anterioridad al año 2001 ha sido reversado de forma tal que en los últimos tres años la demanda se ha contraído debido principalmente a la penetración del gas natural (Ver Figura 3).No se espera un cambio sustancial de esta tendencia para el próximo quinquenio, ya que de cumplirse lo consignado en las solicitudes tarifarias recibidas a la fecha por la CREG, cuarenta y nueve municipios más contarán con infraestructura de distribución de gas natural, desplazando al GLP como principal combustible residencial en estas poblaciones.

Ante tales perspectivas, ECOPETROL planea atacar nuevos nichos de mercado mediante el Plan de GLP Rural y el abastecimiento del combustible para la producción de propileno y de alquilato, siendo estos dos últimos proyectos de interés para la empresa por cuanto se constituyen en productos de mayor valor agregado1.

2.2 Oferta de GLP

Actualmente la producción nacional de GLP está a cargo de ECOPETROL, único agente productor y comercializador al mayoreo en el país. Como puede observarse en la Figura 4, el estudio adelantado por la firma Purvin & Gertz en el 2001 estimó que la capacidad promedio de producción de GLP de ECOPETROL es de 26.65 KBDC, correspondiente a las refinerías de Cartagena, Barrancabermeja y Apiay. ECOPETROL maneja en sus proyecciones de oferta aproximadamente 25000 BDC2.

Figura 4. Capacidad de Producción de GLP

REPORTE DE CAPACIDADES (BARRILES POR DIA)REFINERIA_______MAXIMA_________MINIMA________PROMEDIO

Barrancabermeja 28,000 17,000 22,000Apiay 1,500 900 1,350Cartagena 3,800 2,200____________ 3,300TOTAL 33,300 20,100 26,650

Fuente: Estudio Calidad-Precio del GLP Colombiano. Purvin & Gertz. 2001.

Además de estas fuentes de suministro existen varios proyectos que pueden incidir en la oferta futura de GLP entre los cuales se encuentran: i) el Plan Maestro de la refinería de Cartagena, ¡i) la Planta de Alquilación de la refinería de Barrancabermeja y iii) la producción de líquidos del gas de Cusiana.

’ La intención de atender esta demanda petroquímica y algunas estimaciones sobre su magnitud fueron comunicadas a la CREG por primera vez el 1o de Diciembre de 2004. Radicación CREG E- 2004-009707.2 Información suministrada a la CREG en presentación radicada internamente con el número E- 2004-006004.


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En cuanto a estos proyectos, la Unidad de Planeación Minero Energética manifestó en julio del 2002 en la “Cadena del Gas Licuado del Petróleo en Colombia”3 que con el Plan Maestro de Cartagena la producción de GLP podría ascender a 3.3 KBDC, y que las proyecciones de producción de gas natural del campo Cusiana permitirían alcanzar un nivel de GLP de aproximadamente 1.8 KBDC en el 2005. Por su parte, la Planta de Alquilación de Barrancabermeja, podría generar una reducción de la oferta de GLP en el país de aproximadamente 2 KBDC.

2.3 Balance Demanda-Producción

El balance entre las perspectivas de producción y la demanda de GLP ha sido expuesto por ECOPETROL a la Comisión en dos ocasiones con algunas variaciones (Ver Figuras 5 y 6).

Ambos análisis consideran el impacto de la penetración del gas natural en el sector doméstico (residencial y comercial), y aunque en el primero se proyecta que esta demanda se contraiga, en el segundo conservan un nivel aproximado de consumo de 19000 BDC apoyado en el sector rural.

Debido al excedente de producto que puede ocasionar el comportamiento del sector doméstico, ECOPETROL ha argumentado la posibilidad de venderlo en el Caribe y en algunos países de Suramérica, a precio de mercado internacional e incluso a precios superiores.

Tanto en su presentación de agosto como en la de diciembre de 2004 ECOPETROL ha manifestado su interés de incrementar el volumen de sus exportaciones. No obstante, un cambio en su valoración sobre el atractivo de este mercado se evidenció en diciembre de 2004 al comunicar a la CREG la posibilidad de dirigir el excedente antes destinado al mercado internacional al consumo doméstico en forma de alquilatos y propilenos. Así, ECOPETROL estima que hacia el año 2008 es factible la preferencia de estos nichos de mercado por cuanto representan una mejor posibilidad de negocio.

Según ECOPETROL, bajo estas perspectivas de oferta y demanda, a partir del 2008 el balance justo entre la producción y la demanda obligaría a la importación de producto en caso de que aparezcan segmentos adicionales de consumo como el GLP vehicular o la generación de electricidad con base en gas licuado.

3 Radicación CREG-006057 de 2002.


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Figura 5. Balance Demanda-Producción presentado en agosto de 2004

35,000

30,000

25,000

15,000 -

10,000

S Í8 & ^ 8

im o fe rte Adust (Bls'día) ^■FW JC H O HEFM3SO C r^C U S IA m OPTIMISTA----- Ventas (Bls'dia)

Figura 6. Balance Oferta-Demanda presentado en diciembre de 2004.

40,000

34.503 34.503

28,204

o -I ■ L # ]U ----- ,— -- - - - ,— B o - - - - - 1-- - - - w w A ----- ,- - - - - frtfttñ , ■2005 2006 2007 2008 2009 2010

ESSaiGLPOOMD ALQUILATO D I GLP COMD FTOPLBO GP PDFFRTA FTP A m M T Tnm

GLP A EXPORTAR OFBTTAGLPHP

Fuente: ECOPETROL

Ante las diferencias en las proyecciones de oferta y demanda expuestas por ECOPETROL en sus presentaciones, la Comisión solicitó a la petrolera en el mes de enero de 2005 algunas aclaraciones4 relacionadas con la demanda del sector

4 Comunicación radicada internamente con el número S-2005-000094 de enero 12 de 2005.


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petroquímico y las condiciones técnicas y económicas que hacen factible la comercialización de alquilatos y propilenos.

ECOPETROL dio respuesta a esta solicitud el 3 de marzo aclarando que5:

■ La demanda esperada de GLP como propileno corresponde a lo consignado en un memorando de entendimiento firmado con Propileo (8300 KBDC) y que además la capacidad excedente será destinada al proyecto de Alquilación debido a los altos precios internacionales de este producto.

■ Los proyectos de alquilato y propileno están siendo adelantados por ECOPETROL y las obras necesarias se encuentran contempladas en el plan de inversiones de la empresa para el período 2005-2008.

■ El Plan Maestro de Cartagena contempla la producción de propileno grado polímero y de alquilato

■ En la presentación de diciembre de 2004 no se consideró la entrada del GLP de Cusiana ya que la empresa considera que no se tienen incentivos para la entrada del proyecto en los próximos cinco años.

Con base en lo anterior puede concluirse que las condiciones previstas de oferta y demanda de ECOPETROL efectivamente permiten abastecer el mercado nacional, inclusive considerando los negocios petroquímicos y el mercado internacional. Además, una señal de precios que remunere el costo económico del GLP de Cusiana adicionaría 4500 BDC a la oferta actual, escenario optimista según la empresa, que podrían destinarse a la exportación.

2.4 Transabilidad del GLP producido en Colombia

Incluso durante períodos de altos precios internacionales de propano y butano, las exportaciones de ECOPETROL han mantenido un nivel que en los últimos ocho años escasamente ha superado el 6.5% de la producción, según cifras reportadas por la misma petrolera. Una de las circunstancias que explican esta situación corresponde a la calidad del GLP colombiano.

En el mercado del Golfo de los Estados Unidos los productos transados deben cumplir con las especificaciones establecidas por la Asociación de Procesadores de Gas (Gas Processors Association GPA). Las características contenidas en el GPA Standard 2140 son las acogidas por consenso por la mayor parte de miembros de la industria como calidad mínima para sus productos. Estas especificaciones para el propano y el butano incluyen un contenido máximo de olefinas de 3ppm.

En el mercado de propano del mediterráneo se permite la comercialización del combustible con un contenido máximo de olefinas del 20% para España, 30% para Italia y 50% para Francia. En butano comercial el contenido típico de olefinas es del 50%6.

5 Respuesta de ECOPETROL radicada internamente con el número E-2005-001603 de marzo 3 de 2005.6 Fuente: Platt’s Petrochemicals Guide to Specifications. www.emis.platts.com/thezone/guides/platts/petchem/lpg.html


http://www.emis.platts.com/thezone/guides/platts/petchem/lpg.html

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Según información estadística reportada a la CREG por ECOPETROL, la mezcla que normalmente es producida y distribuida en el país contiene olefinas y diolefinas7 que superan las 3ppm exigidas en el mercado de Mont Belvieu como el nivel máximo admitido tanto en el propano y como en el butano comercial8 (Ver Figuras 7, 8 y 9).

Figura 7. Composición del GLP de Cartagena

Calidad del producto de Cartagena

1 0 0 - i i i , i , , , . . . i,„" 1 — ----------------- « = — — n ii ni _ i i i i |

90 -

80 -

70 -

60 -

50 -

40 -

30 -

20 -

10 -

0 4

□ ETANO ■ PROPANO □ PROPILENO DlSOBUTANO BNBUTANO

□ 1BUTENO ■ ISOBUTILENO pTRANSZBUTENO ■CIS2BUTENO

Figura 8. Composición del GLP de Barrancabermeja

7 En este grupo se encuentran componentes de las mezclas de GLP como etileno, propileno, buteno, isobutileno, trans2-butileno, cis-2-butileno y 1-3 butadieno.8 La norma técnica colombiana no establece parámetros respecto a la presencia de estos componentes en las mezclas propano-butano.


% de

la m

uest

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Calidad del producto de Barranca

□ ETANO ■PROFANO □ PROPILENO nlSOBUTANO ■NBUTANO

□ 1 BUTENO ■ ISOBUTILENO □TRANS2BUTENO ■CIS2BUTENO

Figura 9. Composición del GLP de Apiay

Calidad del producto de Apiay

0>3E

0)*0o '

120

100

? ? ? ?

□ ETANO ■ PROPANO □ PROPILENO alSOBUTANO

□ 1 BUTENO ■ ISOBUTILENO □ TRANS2BUTENO ■ CIS2BUTENO

I NBUTANO

D-046 GENERACIÓN DE GLP

Dic-0

4 J

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Tal y como lo menciona ECOPETROL en la sentencia C-578/04 “En Colombia el 95% del GLP es obtenido de la refinación, pero ese gas, además de la mezcla básica de propano y butano que contienen una proporción muy alta de otras moléculas derivadas de ellos, conocidas como butilenos y oleofinas, estas sustancias combusten satisfactoriamente en un fogón doméstico pero generan ciertos inconvenientes dentro de los motores, como el depósito de partículas en la cámara de combustión que termina perforando los pistones o dañando las culatas debido a la aparición de puntos calientes”.

Por todo lo anterior los procesos productivos de la petrolera, específicamente los de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, requerirían algunas modificaciones para ajustar el producto a las condiciones técnicas exigidas en el mercado del Golfo, para así poder participar en el o poder atender una mayor proporción de la industria nacional.

En cuanto a la presencia de pentanos y más pesados (C5+) en el GLP, la norma técnica NTC 2303 establece como valor máximo el 2%. Según el reporte de calidad hecho por ECOPETROL, este requerimiento se ha venido cumpliendo. La petrolera afirma que el gas que no cumple con esta norma de calidad, no es transportado y por tanto no es puesto en circulación.

2.5 Infraestructura de Transporte

La infraestructura de transporte de GLP está compuesta por los sistemas de propanoductos y poliductos de propiedad de ECOPETROL (Ver Figura 10). El libre acceso a éstos se ha establecido desde la expedición de la Ley 681 de 2001, pero la ausencia de un reglamento de transporte que defina los compromisos de los agentes y su interacción ha limitado la aplicabilidad de este principio. El Ministerio de Minas y Energía viene trabajando en su elaboración para el caso de los poliductos. Por su parte, la Comisión de Regulación de Energía y Gas incluyó la expedición del mismo para propanoductos como un objetivo de corto plazo.

Adicional al transporte por ductos, ECOPETROL emplea ocasionalmente transporte fluvial para movilizar el producto desde Barrancabermeja hasta Cartagena y viceversa.

Un mayor detalle sobre el estado de la infraestructura y su repercusión en el negocio de GLP se encontrará en el documento de soporte de la propuesta regulatoria para la actividad de transporte.

Figura 10. Infraestructura de Transporte de GLP


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Distancia (km) Capacidad (Bl día)PropanoductosGalán-Salgar 245 20.000Salgar-Bogotá 140 14.000

PoliductosSalgar-Mariquita 47 24.000Mariquita-Cartago 161 24.000Cartago-Yumbo 148 24.000Galán-Bucaramanga 95 11.000

Flota Fluvial 650 4.000

2.6 Infraestructura de importación

Básicamente el acceso a la oferta internacional se da por vía marítima. A la fecha, ECOPETROL cuenta con infraestructura de importación de combustibles en Cartagena, el Golfo de Morrosquillo, Santa Marta y Tumaco.

Adicionalmente, tanto en la Costa Atlántica como en la Pacífica se cuenta con infraestructura portuaria de libre acceso (Sociedades Portuarias). No obstante en estas instalaciones no existen los acondicionamientos necesarios para el manejo de combustible. Así, aquellos agentes que estén interesados en importar combustibles deberán negociar con ECOPETROL el acceso a sus instalaciones, o invertir en las propias ubicándolas en los terrenos de las Sociedades Portuarias.

Esta situación, sumada a la propiedad de la infraestructura de transporte por ductos en cabeza de ECOPETROL, le da a la petrolera estatal una ventaja comparativa considerable frente a otros agentes que quieran abastecer el mercado nacional con combustible importado.

2.7 Combustibles sustitutos

Ante una demanda esencialmente residencial, los principales sustitutos del GLP son la electricidad, el gas natural en cascos urbanos, y la leña en zonas rurales.

Como se mencionó anteriormente, se espera la extensión del servicio de gas natural a cuarenta y nueve nuevos municipios del país, según información contenida en las solicitudes tarifarias recibidas a la fecha por la CREG. Si bien la inclusión de estos municipios en los estudios tarifarios y la construcción de las redes de distribución no garantiza la sustitución del GLP, esta situación de sustitución puede esperarse en las cabeceras municipales en tanto el distribuidor de gas natural se vea en la necesidad de ser más competitivo que los otros combustibles para poder recuperar el valor de la inversión (Ver Figura 11).

En cuanto a la leña, la UPME estima que un 60% de los hogares rurales la emplean como combustible en la cocción pese a contar con el servicio de energía eléctrica. Esta


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marcada preferencia obliga a los prestadores del servicio de GLP a mantener tarifas competitivas y a emplear estrategias de financiación como las contempladas en el Plan de GLP rural.

Figura 11. Crecimiento proyectado del consumo de gas natural distribuido por red deductos

Municipios 171 49 29%Red de acero (km) 587 131 22%Red de polietileno (km) 33.804 21.506 64%Usuarios 2.498.220 843.883 34%Consumo (Mm3) 1.821 138 8%Inversión (Millones de $) 1.118.176 439.696 39%Inversión (Millones de US$) 414 163 39%

Fuente: Solicitudes tarifarias recibidas por la CREG.

3. Objetivos de la Señal de Precios

Al establecer una señal de precios la CREG tiene en cuenta la incidencia de la misma sobre las utilidades de las empresas prestadoras de los servicios públicos y el beneficio de los usuarios. La misma Ley 142 de 1994 establece que el regulador debe incorporar la suficiencia financiera y la eficiencia económica como criterios que definen un régimen tarifario.

Adicionalmente, el precio regulado debe dar las señales adecuadas de escasez, tanto de corto como de largo plazo, para con ello incentivar la entrada de nuevos agentes y la búsqueda de nuevas fuentes de suministro del combustible que garanticen la supervivencia de la prestación del servicio, en la medida en que ésta sea económicamente eficiente, y conduzcan al desarrollo de la competencia en aquellos segmentos donde ésta es factible.

Distintas metodologías pueden utilizarse en la regulación del precio, y cada una permite alcanzar en mayor o menor grado los objetivos del regulador. Es claro que no existe regulación óptima, y que la escogencia de una alternativa regulatoria obedece más a la valoración de los beneficios y perjuicios de su aplicación, y a la incidencia que ella tenga sobre el panorama de largo plazo previsto por el regulador. En concordancia, se presentan a continuación distintas aproximaciones a la regulación del precio de suministro de GLP con las conveniencias e inconveniencias de su aplicación en el caso colombiano.

3.1 Regulación por Costos de Producción

Esta metodología fue propuesta por Agremgas quien argumenta la necesidad de eliminar de la señal de precios de suministro la carga onerosa que permite la remuneración actual, y en su lugar implementar una remuneración basada en el costo de producción del GLP


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que debe ser mínima debido a que el combustible es un subproducto de los procesos de refinación de crudo.

La regulación por costos de producción se basa en el cálculo de todos los costos asociados con la producción y el suministro del combustible, más el reconocimiento de un margen de rentabilidad. Como ha sido ampliamente discutido en la literatura económica y regulatoria, la fijación de precios con base en costos de producción tiene dos inconvenientes:

■ Requiere una gran cantidad de datos sobre procesos productivos y precios de insumos

■ Existe asimetría de información■ Compromete el suministro del energético

Los dos primeros se ven agravados cuando el agente a regular es un monopolio multiproducto, por cuanto la asignación de costos entre los distintos bienes producidos es compleja, incluso para el monopolista9, y porque el regulador no puede acudir fácilmente a la comparación para evaluar la eficiencia de los costos reportados por el prestador del servicio.

Además la Comisión encuentra que la regulación por costo de producción puede no dar las señales necesarias de escasez que permitan asegurar el suministro de GLP al mercado interno, en condiciones en las que sea más rentable para el proveedor ofrecer el producto en el mercado internacional.

3.2 Liberación de precios

En el otro extremo de las posibilidades de regulación planteadas a la Comisión durante el período de consulta de la Resolución-CREG 066 de 2002 se encuentra la liberación del precio de suministro. En el estudio adelantado por Confedegas se argumenta que la desregulación del precio de suministro de GLP debe producirse en el siguiente período tarifario, toda vez que existe potencial competitivo en la actividad, que la regulación introduce distorsiones innecesarias y perjudiciales al mercado y que la desregulación es una estrategia compatible con el objetivo de dinamizar la industria.

El gremio argumenta que la producción-comercialización de GLP no tiene características de monopolio natural ya que la transabilidad del producto y la existencia de sustitutos en el mercado doméstico disciplinan el precio del monopolista incumbente.

Claramente la Comisión no desconoce la vulnerabilidad del poder de mercado de un agente frente a la amenaza de los sustitutos, y no pretende trivializar la existencia de posición de dominio al hecho de que exista solamente un proveedor del bien, independientemente de las circunstancias del mercado en las que éste se mueve. Mal haría el regulador en ignorar el concepto de mercado disputable, y en restringir la

9 Purvin and Gertz (2001) consigna en su estudio que ninguna de las refinerías de ECOPETROL utiliza herramientas como el Costeo Basado en Actividades para monitorear sus costos y optimizar sus gastos.


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competencia a aquellas actividades o sectores en donde tradicionalmente ésta se ha presentado.

Para la Comisión la conveniencia de liberar el precio de suministro de GLP sujeto a la vulnerabilidad del poder de mercado del único productor domestico, depende de cómo el monopolista perciba la posibilidad de ser sustituido.

Como se mencionó anteriormente, la caída del consumo de GLP en el sector residencial se debe principalmente a la penetración del gas natural. Sin embargo, dada la ubicación de las fuentes de suministro de gas natural y de la infraestructura de transporte, y teniendo en cuenta los niveles de consumo que garantizan la prestación del servicio en condiciones de precio competitivas frente al sustituto, en este caso el GLP, una gran proporción de los usuarios actuales del servicio solo podrá disponer de GLP para su consumo. En estos mercados el gas natural no es una amenaza para el GLP.

Tras revisar las solicitudes tarifarias de distribución de gas natural recibidas por la Comisión a la fecha, y las cifras de producción y consumo de GLP reportadas por ECOPETROL y los distribuidores de este combustible, se encontró que el 38% de la oferta de GLP en el año 2003, exceptuando la destinada a la industria petroquímica, se destinó a atender el consumo en aquellos municipios que no tienen acceso al gas natural ni se proyecta lo tendrán durante el siguiente quinquenio. Como puede observarse, este mercado que podría considerarse exclusivo del GLP tiene una participación importante en la producción de la petrolera. Así, no se considera prudente concluir que la existencia de gas natural en algunos mercados es amenaza suficiente para disciplinar el precio del GLP sin necesidad de la intervención del regulador.

Adicionalmente, es importante mencionar que cuando el único productor de GLP es el mayor productor de gas natural, ante un escenario de precios libres en ambos combustibles, la política de fijación de precios para cada uno de ellos no responderá a una competencia en sentido estricto sino a la estrategia de maximización de ganancias del productor de manera agregada.

En cuanto a la competencia procedente del mercado internacional, la capacidad de esta amenaza para disciplinar al productor nacional dependerá de qué tan inminente se perciba la entrada de combustible importado. Por razones que se expondrán en detalle más adelante, la Comisión estima poco probable la entrada de nuevos agentes comercializadores, con capacidad suficiente para competir con ECOPETROL en el suministro de GLP, de manera tal que los precios reflejen esta situación de competencia.

3.3 Regulación por Netbacks

El regulador podría optar por una regulación del precio en donde sea explícita la situación de competencia del GLP frente a un sustituto. Esta metodología, conocida como regulación por netbacks, tiene la ventaja de requerir muy poca información sobre el comportamiento del mercado del bien a regular, aunque exige que el sustituto de referencia no presente distorsiones en la formación de sus precios.

La implementación de esta metodología supone que el regulador está dispuesto a transferir una porción del excedente del consumidor al comercializador de GLP, toda vez


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que le otorgará parte de su disponibilidad a pagar cuando remunera su producto con base en el precio del sustituto más cercano. Por esta razón, al considerar la regulación por netbacks el regulador analiza el tamaño del excedente a transferir y con base en él decide la conveniencia de optar por esta metodología regulatoria.

Como es de suponerse, la regulación por netbacks implica la elección del sustituto de referencia. Teniendo en cuenta que la oferta energética eficiente en cada región del país es diversa, si la CREG opta por emplear esta metodología regulatoria es preciso identificar el sustituto en cada mercado, añadiéndole complejidad a la señal tarifaria. Además, como se mencionó anteriormente, cuando el mismo agente es quien produce el sustituto (ECOPETROL es el principal comercializador de gas natural), la regulación por netbacks lo incentiva a manipular la señal de precios.

3.4 Paridad de importación

Esta metodología es equivalente a la regulación por netbacks cuando el sustituto elegido como referencia es el producto importado. En este caso, el costo de oportunidad de un usuario que desea adquirir el bien equivale a lo que le cuesta obtenerlo en el mercado externo.

La paridad de importación supone que la adquisición del producto externo es factible, tanto por razones técnicas (disponibilidad de la infraestructura de puertos y de transporte) como económicas (costos de transporte), es decir, que el producto importado efectivamente puede suplir la demanda doméstica. La ventaja de esta aproximación es que aprovecha la formación transparente de precios en el mercado internacional abstrayéndose de las particularidades del mercado local y supone que el tamaño del mercado doméstico es tal que el comportamiento de quienes participan en él no modifica el precio internacional. Este supuesto se considera aplicable para el caso del GLP en Colombia.

Ahora, analizando la situación de la infraestructura de puertos y de transporte puede observarse que la posición dominante de ECOPETROL en ambos segmentos dificulta la entrada de nuevos agentes comercializadores. De hecho algunos consideran que éstos factores han contribuido a la nula incursión de nuevos comercializadores en los demás combustibles líquidos regulados con paridad de importación10.

Por tal razón, el desmonte de las barreras de entrada para la importación de producto y su posterior comercialización se convierte en una acción fundamental en pro de convertir el suministro externo en una opción posible, y por tanto la paridad de importación en una señal de precios económicamente fundamentada.

La experiencia argentina con la desregulación de precios de los combustibles líquidos es un buen ejemplo de esta situación, pues los precios en el mercado doméstico superaron la paridad de importación y a pesar de esta señal no aparecieron agentes importadores que compitieran con YPF en el suministro. Esta situación ha sido explicada como el

10 MARTINEZ, Astrid. La Regulación Económica en el Sector de Combustibles Líquidos en Colombia. Escenarios y Estrategias. Número 7. Octubre 2001.


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resultado de la posición de dominio de YPF no solo en la producción de GLP sino también en la infraestructura de almacenamiento y transporte por ductos11.

Además de las razones anteriores, la entrada de nuevos comercializadores de GLP no pareciera factible en el siguiente quinquenio por cuanto se espera un decrecimiento en el consumo de GLP y un exceso de capacidad de producción en propiedad del productor- comercializador incumbente.

Es importante mencionar que ECOPETROL plantea que ante la necesidad de importar GLP para atender la demanda doméstica, el precio que deberá reconocer el regulador debe corresponder a un valor único nacional que promedie la paridad de importación y el precio del GLP doméstico correspondiente al precio del propano puesto en Cartagena con referencia al mercado de Mont Belvieu. La asignación de los volúmenes de GLP a importar estaría en cabeza de la CREG mediante licitación pública. En el siguiente numeral se analizará esta propuesta.

3.5 Paridad de exportación

Determinar el precio doméstico de suministro de GLP empleando la paridad de exportación significa remunerar al productor con base en el costo de oportunidad de acceder al mercado externo, para así garantizar el abastecimiento de la demanda interna. Adicionalmente, la remuneración basada en precios internacionales traslada la eficiencia del mercado externo al mercado doméstico a pesar de que en el último la oferta y la demanda no interactúen de la manera más eficiente.

Tanto en los talleres de discusión de las propuestas regulatorias y tarifarias de GLP en reuniones con la Comisión, ECOPETROL ha manifestado la intención de realizar las inversiones necesarias, tanto en producción como en transporte, para aprovechar las oportunidades de comercialización de este producto en el mercado internacional, considerando la escasa demanda que se espera de este combustible en el mercado doméstico. La remuneración mediante paridad de exportación no solo reconoce este costo de oportunidad del productor-comercializador, sino también supone que la capacidad de producción es suficiente para abastecer el mercado doméstico sin necesidad de acudir sistemáticamente a la importación de combustible.

Como bajo cualquier metodología regulatoria, la elección de la paridad de exportación para la remuneración del GLP colombiano supone la existencia de ciertas condiciones en el mercado, considerando las siguientes como las de mayor relevancia:

■ Capacidad de producción de ECOPETROL superior a la demanda doméstica■ Factibilidad de exportar el GLP nacional■ Dificultad de contar con nuevos comercializadores (importadores) dada la situación

de propiedad de la infraestructura de importación y transporte por ductos y las perspectivas de crecimiento de la demanda de GLP

11 Basado en el documento Memorias 1998. Comisión Nacional de Defensa de la Competencia. Argentina. 1998.


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En cuanto a la primera, las cifras de demanda de GLP de los últimos tres años junto con las proyecciones de consumo hechas tanto por ECOPETROL como por algunos envasadores coinciden en el decrecimiento del consumo residencial de GLP. Adicionalmente, ECOPETROL reporta una capacidad de producción suficiente para atender esta demanda y a la vez acceder al mercado internacional hasta el 2008. A partir de esta fecha reporta una disminución en sus exportaciones para cubrir los mercados nacionales de alquilato y propileno aunque respecto a estos últimos aún hay incertidumbre sobre su viabilidad y sobre los acondicionamientos necesarios en las refinerías para poder atenderlos.

En torno a la transabilidad del GLP colombiano, a pesar de que ECOPETROL asegura la factibilidad de exportar gas propano, en el estudio adelantado por Purvin and Gertz se concluyó que solo en condiciones particulares de precio en el mercado internacional esto seria rentable. Las razones que llevaron a esta conclusión son distintas para cada refinería. En el caso de Barrancabermeja, la inversión en el refuerzo de la flota de transporte es considerable; Cusiana y Cupiagua requerirían invertir en los equipos necesarios para remover del combustible los crudos pesados; el gas de Apiay, aunque de buena calidad, no cuenta con una infraestructura de transporte eficiente que le permita acceder al mercado internacional; por último la refinería de Cartagena carece de suficiente infraestructura de almacenamiento como para constituirse en un punto importante de exportación.

No obstante, para la Comisión es complejo determinar qué tan viables son los proyectos de exportación de la petrolera estatal, así como los de venta de alquilato y propileno, por cuanto dependen de las inversiones necesarias para hacerlos factibles, y la disponibilidad a pagar de los mercados objetivo, sobretodo teniendo en cuenta que en un horizonte de cinco años estas variables pueden cambiar sustancialmente.

Por otra parte, si bien este desabastecimiento no se produciría con una señal de precios basada en la paridad de importación, la situación del mercado y la posición dominante de ECOPETROL hacen poco creíble que la señal de precios baste para atraer a nuevos agentes a operar como comercializadores con producto importado.

Con base en lo anterior, se recomienda adoptar la paridad de exportación como la metodología para determinar el precio máximo regulado de suministro de GLP; por cuanto corresponde a la remuneración del costo de oportunidad del productor-comercializador durante la mayor parte del periodo tarifario según la información sobre oferta y demanda conocida por la Comisión a la fecha.

Sin embargo, reconociendo la posibilidad de que surjan nuevos nichos de demanda que pongan en riesgo el abastecimiento de la demanda doméstica, la Comisión considera prudente anunciar su disposición a modificar la remuneración basada en paridad de exportación e incorporar la paridad de importación, en tanto ECOPETROL demuestre que efectivamente este es el costo de oportunidad de atender el mercado doméstico.

Además, en concordancia con el objetivo de desregulación gradual de los mercados con potencial competitivo, la Comisión también ¡mplementaría la paridad de importación cuando se observen las condiciones de acceso a la infraestructura de transporte y de


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importación y de homogeneidad del producto que posibiliten la entrada de nuevos agentes en la actividad de comercialización de GLP.

Por último vale la pena mencionar que la razón por la cual la propuesta de ECOPETROL de remunerar el GLP mediante el precio FOB en Cartagena con referencia al mercado de Mont Belvieu no fue acogida por la CREG, es que esta señal de precios no corresponde al costo de oportunidad de exportar el GLP producido en Barrancabermeja y Apiay. Para que ECOPETROL pueda ser competitivo en el mercado de Mont Belvieu con el GLP producido en el interior, debe ser capaz de cubrir con este precio internacional los costos de transporte implícitos. Así, considerando que el costo de transporte del GLP tanto para el combustible exportado como para el consumido localmente debe ser el mismo, el valor del gas en cada punto de producción debe corresponder al precio internacional menos el costo asociado a su transporte.

4. Traslado al Usuario Final y Fórmula Tarifaria

Una vez elegida la paridad de exportación como metodología para remunerar al comercializador, es necesario precisar las características del producto a comercializar, la manera de calcular el precio de paridad y el mecanismo para trasladar este precio al usuario final.

4.1 Calidad de la Mezcla y Eficiencia Energética

La Comisión ha venido planteando la necesidad de incluir en su señal de precios el concepto de eficiencia energética, es decir, la remuneración de cada energético en su uso más eficiente. Teniendo en cuenta que el uso dado actualmente al GLP corresponde esencialmente al calentamiento y la cocción por parte de usuarios residenciales, las características requeridas por ellos son suficientemente satisfechas por el gas propano. De hecho, en otros países este es el combustible distribuido en cilindros. En cuanto al butano, su uso industrial le otorga un costo de oportunidad que se refleja en un precio superior al del propano en los mercados internacionales (Ver Figura 12). Por esta razón, la Comisión propone emplear en la construcción del precio máximo regulado el precio del propano en el mercado internacional, de la manera que se especifica en el siguiente numeral.

Figura 12. Precios Internacionales de Propano y Butano


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10,00

8,00

V)£5,00eg

OO 4,00

3,00

2,00

1,00

3 S 3 Sí ífí £ % $ * * Sí 8 s s

¿L ¿8¿L sd)

Propano (C3) Propano Butano (C4 - ¡sob) Isobutano Butano (C4 - nb) n-butano

Fuente: Platts

No obstante, como se ha dicho tanto en este como en documentos anteriores, la mayor parte del GLP producido en el país no cumple con las condiciones de calidad exigidas por el mercado internacional. Una buena parte del poder calorífico recibido actualmente por el usuario final proviene de butano, olefinas y diolefinas cuyos usos alternativos les otorgan un mayor costo de oportunidad en caso de ser extraídos. Así, aunque en condiciones ideales el productor destinaría el propano para el mercado residencial y los demás componentes para uso industrial y petroquímico, actualmente entrega a los usuarios residenciales una mezcla de todos ellos (Ver Figuras 10, 11 y 12).

Si bien la CREG reconoce la mayor valoración de los componentes de las mezclas entregadas actualmente a los usuarios residenciales, también considera que es el productor quien debe emprender las acciones necesarias para darle un mejor uso a estos bienes. Así mismo, la CREG es conciente de la dificultad de exigir de manera inmediata la comercialización de propano.

Por tal razón la Comisión propone que se remunere cada gramo de la mezcla, provenga éste del propano, del butano, o de cualquier otro componente vaporizadle, a precios de gas propano con referencia Mont Belvieu menos un ajuste por calidad, AC. Este factor de ajuste seria determinado para cada fuente de suministro de GLP ya que, como se vio anteriormente, la proporción de olefinas y diolefinas varia según el proceso productivo.

Con esta metodología de descuento se reflejaría que componentes como las olefinas y diolefinas representan un aporte en términos de poder calorífico, pero que a su vez generan perjuicios para el usuario y difieren de la calidad exigida en el mercado internacional de referencia.

0-046 GENERACIÓN OE GLP 48

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El peso de la mezcla recibida por el usuario, descontando aquel representado por pentanos y mas pesados que excedan el 2% de la norma colombiana, se remunerará de acuerdo con la señal de precios de paridad de exportación del propano expresada en pesos por kilogramo. Para la conversión de unidades a que esta metodología da lugar se emplearán las constantes definidas por la GPA Standard 2145 vigente.

Cabe resaltar que la propuesta de ajustar el precio del GLP a la calidad del mismo para hacerlo correspondiente con las exigencias internacionales también tiene un propósito de largo plazo: incentivar la competencia en la actividad de comercialización. En la medida en que el producto importado y el producido localmente sean homogéneos, se eliminarán las barreras a la entrada de nuevos agentes asociadas con la calidad del producto. Los nuevos comercializadores deberán acudir al mercado internacional para adquirir el GLP, y en este mercado el precio refleja unas condiciones de calidad que coinciden con las exigidas en el mercado local. De esta forma se elimina la ventaja comparativa del productor-comercializador incumbente asociada a unos menores costos de producción.

4.2 Mercados de referencia

Para la construcción del precio de paridad de exportación se tomarán como referencia el mercado de futuros de propano de NYMEX con entrega en Mont Belvieu. Esta decisión obedece a dos razones fundamentales:

■ La reducción de la volatilidad en la tarifa al usuario final■ La remuneración del verdadero costo de oportunidad del comercializador

Estos dos objetivos pueden parecer contradictorios a menos que se acuda a una herramienta como el mercado de derivados financieros.

Aunque podría argumentarse que el verdadero costo de oportunidad del productor corresponde a la remuneración del precio spot en el mercado internacional, este mecanismo de fijación de precios trasladaría la volatilidad de este mercado al usuario final u obligaría al regulador a establecer metodologías de aplanamiento de este precio como los promedios fijos o móviles construidos con valores históricos. Esta ha sido la aproximación utilizada por la Comisión durante el último período tarifario y la necesidad de modificarla ha sido ampliamente discutida. Aunque se podría optar por reducir la longitud del promedio, la CREG considera más conveniente establecer un valor único de la tarifa para un período de seis meses construida promediando los precios de cierre de los futuros transados en NYMEX para los seis meses siguientes a la fecha de cálculo y publicación del precio máximo regulado. Este valor promedio debe convertirse a pesos por kilogramo, tal y como se explicó en el numeral anterior, utilizando la TRM del día anterior a la fecha de publicación.

Cabe mencionar que el riesgo cambiarlo inherente a la publicación en pesos de un precio cuyo valor de referencia es en dólares es diversificable empleando el mercado de derivados financieros.

4.3 Cálculo de la paridad de exportación


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La adopción de la metodología de paridad de exportación requiere el cálculo de un precio máximo de venta de gas propano para cada punto de producción, pues ante unos costos de transporte que incluyen una señal de distancia, los costos de transporte difieren dependiendo de la ubicación de las distintas refinerías o campos.

De esta forma, el precio de paridad de exportación de la mezcla de gases procedente de la fuente de suministro i , expresado en pesos por kilogramo, y afectado por la calidad del producto en cada semestre se calcula de la siguiente manera:

G¡ = (precio promedio de los contratos de futuros que maduran enlos seis meses siguientes a la fecha de cálculo

- costos de embarque en puerto colombianocostos de transporte entre la fuente de suministro ¡ y el puerto

de embarque)* Factor de ajuste por calidad

Los costos de transporte descontables son los siguientes según el punto de producción de GLP:

■ Para el GLP de Barrancabermeja: el costo de transporte por propanoducto entre Pozos Colorados y Barrancabermeja

■ Para el GLP de Apiay: el costo de transporte terrestre entre Apiay y Barrancabermeja y el costo de transporte por propanoducto entre Pozos Colorados y Barrancabermeja

Al respecto es necesario precisar que para elegir el sistema de transporte más adecuado entre cada punto de producción y el puerto de exportación se eligió el esquema de transporte más eficiente desde el punto de vista económico. Así, para los grandes volúmenes de GLP que son producidos en la refinería de Barrancabermeja se eligió el transporte por propanoductos por ser el de menor costo; en cambio para el gas procedente de Apiay por su bajo nivel de producción se eligió el transporte terrestre a granel empleando un camión articulado.

Estas tarifas de transporte también deberán expresarse en pesos por kilogramo.

El precio resultante de esta paridad supone que la entrega del combustible se realiza en el punto de entrada al sistema de transporte o en cualquier otro punto de entrega directa del producto al distribuidor dentro del Terminal.

Así, la fórmula para calcular el precio máximo regulado por paridad de exportación teniendo en cuenta lo expuesto hasta este punto es la siguiente:

i) Para el gas procedente de la refinería de Cartagena


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donde:

t:

PNt+¡:

TRM,:

CE,:

0.520:

AC c:

¡i)

donde:

t:

Cartagena J

5 PNY j — * TRMt * 0.520 - CEti=o 6

■ACr

mes en el cual se está haciendo el cálculo del precio máximo. Corresponde a uno para el precio de suministro que estará vigente desde el 15 de enero hasta el 14 de julio, y a siete para el vigente desde el 15 de julio hasta el 14 de enero del año siguiente.

precio de cierre del contrato de futuros de propano en NYMEX. Para el primer semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 1 publicado el 4 de enero, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i, expresados en dólares por galón.Para el segundo semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 7 publicado el 4 de julio, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i, expresados en dólares por galón.

Tasa Representativa del Mercado reportada por el Banco de la República el día 4 de enero, para el precio máximo vigente durante el primer semestre del año, o el día 4 de julio para el vigente durante el segundo semestre del año.

Costo de Embarque en puerto colombiano vigente para el mes t y expresado en pesos por kilogramo.

Inverso de la densidad absoluta del propano. Expresado en galones por kilogramo.

Factor de ajuste por calidad para el GLP procedente de la refinería de Cartagena.

Gas procedente de la refinería de Barrancabermeja

5 PNBarrancaberm eja,t Y * TRM, * 0.520 - CE, - TPCB t AC b

¿=0

mes en el cual se está haciendo el cálculo del precio máximo. Corresponde a uno (1) para el precio de suministro que estará vigente desde el 4 de enero hasta el 3 de julio, y a siete (7) para el vigente desde el 4 de julio hasta el 3 de enero del año siguiente.


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PNt+¡ : precio de cierre del contrato de futuros de propano en NYMEX. Para elprimer semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 1 publicado el 4 de enero, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i, expresados en dólares por galón.Para el segundo semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 7 publicado el 4 de julio, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i, expresados en dólares por galón.

TRMt: Tasa Representativa del Mercado reportada por el Banco de la República eldía 4 de enero, para el precio máximo vigente durante el primer semestre del año, o el día 4 de julio para el vigente durante el segundo semestre del año.

CEt: Costo de Embarque en puerto colombiano vigente para el mes t yexpresado en pesos por kilogramo.

TpcB.t: Costo de transporte por propanoducto de Pozos Colorados aBarrancabermeja, vigente para el mes t y expresado en pesos por kilogramo12.

0.520: Inverso de la densidad absoluta del propano. Expresado en galones porkilogramo.

ACb: Factor de ajuste por calidad para el GLP procedente de la refinería deBarrancabermeja

iii) Gas procedente de Apiay

Ap iay

J-, PN2 ^ * TPMt * 0.520 - CE. - T ^ b . - TAJ t PCB ,t Á B t * A C a1=0

t: mes en el cual se está haciendo el cálculo del precio máximo. Correspondea uno para el precio de suministro que estará vigente desde el 4 de enero hasta el 3 de julio, y a siete para el vigente desde el 4 de julio hasta el 3 de enero del año siguiente.

PNt+¡ : precio de cierre del contrato de futuros de propano en NYMEX. Para elprimer semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 1 publicado el 4 de enero, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i, expresados en dólares por galón.

12 Los detalles del cálculo de esta tarifa de transporte se encuentran en el anexo 2.


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Para el segundo semestre del año este precio se calcula como el promedio del precio de cierre de los contratos que madurarán en el mes 7 publicado el 4 de julio, y los precios de cierre de los contratos que maduran en el mes t+i, expresados en dólares por galón.

TRMt: Tasa Representativa del Mercado reportada por el Banco de la República eldía 4 de enero, para el precio máximo vigente durante el primer semestre del año, o el día 4 de julio para el vigente durante el segundo semestre del año.

CEt: Costo de Embarque en puerto colombiano vigente para el mes t yexpresado en pesos por kilogramo.

TpcbT Costo de transporte por propanoducto de Pozos Colorados aBarrancabermeja, vigente para el mes t y expresado en pesos por kilogramo13.

TAB,t: Costo de transporte terrestre de Apiay a Barrancabermeja, vigente para elmes t y expresado en pesos por kilogramo. Equivale a $84.50 por kilogramo, en pesos de diciembre de 2003.

0.520: Inverso de la densidad absoluta del propano. Expresado en galones porkilogramo.

ACa,: Factor de Ajuste por Calidad para el GLP procedente de Apiay.

4.4 Correspondencia entre precio y tipo de contrato

La referencia internacional que se empleará en la tarifa regulada corresponde a los precios del mercado de futuros de propano, que como cualquier otro contrato de derivados financieros supone unas condiciones estándar relacionadas esencialmente con la calidad del bien, el precio, las cantidades y el punto de entrega (Ver Anexo 2). En consecuencia, el precio resultante de las transacciones de propano en el mercado de futuros corresponde a una remuneración suficiente para el productor-comercializador que le permiten suministrar un producto en las condiciones de calidad requeridas y además garantizar la entrega del mismo según las estipulaciones del contrato.

En el caso nacional, la tarifa regulada también deberá incorporar las mismas obligaciones. Así, el precio basado en paridad de exportación y calculado para cada refinería, supone como punto de entrega el sistema de transporte o el Terminal para el caso en que el combustible sea entregado de manera directa al distribuidor14. De igual forma, Implica el

13 Los detalles del cálculo de esta tarifa de transporte se encuentran en el anexo 1.14 Como puede verse en el Anexo 2, el mercado de Mont Belvieu supone que la entrega se realiza en el sistema de transporte por ductos TEPPCO (Texas Eastern Products Pipeline Co.) o en cualquier otra infraestructura de ductos o de almacenamiento en Mont Belvieu con acceso a TEPPCO.


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cumplimiento de los períodos de entrega en las cantidades estipuladas en el contrato firmado con el envasador.

Por esto, es de suponerse que cualquier incumplimiento en las condiciones de suministro será responsabilidad del comercializador, y todos aquellos sobrecostos que se originen para resolver la situación no podrán trasladarse al usuario.

5. Conclusiones

Una vez evaluadas las condiciones actuales y las perspectivas de mediano plazo del mercado doméstico de GLP, la Comisión propone la paridad de exportación como metodología para remunerar al productor-comercializador.

Las razones que condujeron a la CREG a tomar esta decisión, previa evaluación de otras metodologías tarifarias, pueden resumirse en los siguientes puntos:

■ La paridad de exportación remunera el costo de oportunidad del productor-comercializador ante un escenario en el que existen suficientes excedentes deproducción para atender el mercado doméstico y a la vez exportar.

■ El pago del consumidor nacional del mismo precio que hubiera podido obtenerECOPETROL participando en un mercado eficiente como el de Mont Belvieu oNYMEX no compromete el abastecimiento del mercado doméstico.

■ La elección de mercados de referencia eficientes en la construcción de la señal de precios traslada las eficiencias de estos mercados al mercado local, en donde la ausencia de una situación de competencia hace que ganancias no se produzcan naturalmente, no se reflejen en la señal de precios y por lo tanto no sean trasladadas al usuario.

Por otra parte el empleo de mecanismos de cobertura en la señal de precios permite mantener la remuneración del costo de oportunidad del productor comercializador sin trasladar la volatilidad del mercado spot al usuario final, quien no puede diversificar fácilmente este riesgo.

El precio de paridad de exportación empleando mercados de referencia eficientes y con condiciones establecidas de calidad y condiciones de venta, hace posible que la exigencia de tales condiciones en el mercado local sea justa. Así, un contrato de suministro de GLP bajo esta remuneración deberá definir claramente las obligaciones del productor- comercializador en términos de oportunidad, lugar y frecuencia de entrega del producto, así como las características físicas y químicas de la mezcla a entregar.

La propuesta también incluye la remuneración de la energía entregada al usuario a precios de propano, en respuesta a la necesidad de valorar cada energético en su uso más eficiente. Los requerimientos de energía de un usuario residencial y comercial de GLP son suficientemente satisfechas por el gas propano, por tal razón el suministro de productos distintos como el butano, olefinas y diolefinas cuyos usos alternativos les otorgan un mayor precio en el mercado no debiera remunerarse, pues el usuario final no está en capacidad de elegir el tipo de producto que quiere consumir.


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Es prudente mencionar que la paridad de exportación se basa fundamentalmente en que la oferta nacional de producto es suficiente para atender las necesidades del mercado doméstico, y que basta con el correcto diseño de la señal de precios para garantizar su abastecimiento. Ante un escenario distinto de insuficiencia de producto, es necesario modificar estos precios para hacer económicamente factible la entrada de combustible importado que cubra los faltantes. Por tal razón la Comisión anuncia su disponibilidad de cambiar la metodología de paridad de exportación a una de paridad de importación en caso de prever condiciones productivas y económicas tales que se comprometa el abastecimiento de la demanda de GLP para el mercado regulado.


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ANEXO 1. CÁLCULO DE LA TARIFA DE TRANSPORTE POR PROPANODUCTO ENTRE BARRANCA Y POZOS COLORADOS

Para hallar los costos transporte por propanoducto entre Barrancabermeja y Pozos Colorados se empleó la metodología propuesta para calcular el costo máximo regulado de transporte de GLP que próximamente será puesta a consideración de la industria.

Las cifras de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento corresponden a los contenidos en el estudio de Félix Betancourt Aduen, “Tarifas de Transporte de Derivados de Petróleo", elaborado en el 2001. En este estudio la inversión se valoró mediante la metodología de reposición a nuevo. Además se incluyó una estimación de las inversiones necesarias para transformar este poliducto en propanoducto. El AOM representa el 5% anual sobre la inversión y la demanda se estima en un 75% de la capacidad máxima de 70 KBDC. La tasa de descuento empleada es del 16%.

Con base en lo anterior se obtuvo un cargo de $200.89 / galón, cifra expresada en pesos de diciembre de 2003.

De esta forma se tiene:

CONCEPTO Valor en cifras de diciembre de 2003

Valor de la inversión como poliducto US$ 264.878.349Valor de la inversión incluyendo adecuación a propanoducto. No incluye empaquetamiento

US$ 266.523.419

AOM Anual US$ 13.243.917Demanda 804.825.000 galonesTasa de descuento 16%TRM $ 2778,21CARGO RESULTANTE $ 200.89 / galón


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ANEXO 2. ESPECIFICACIONES DEL CONTRATO DE FUTUROS DE PROPANO ENNYMEX

Trading Unit 42,000 U.S. gallons (1,000 barrels)

Price Quotation U.S. dollars and cents per gallon

Trading Hours (All times are New York time)

Open outcry trading is conducted from 9:20 AM until 1:10 PM.

After-hours electronic trading begins at 1:45 PM on Mondays through Thursdays and concludes at 9:00 AM the following day. On Sundays, the session begins at 7:00 PM and concludes at 9:00 AM the following day.

Trading Months 15 consecutive months.

Minimum Price Fluctuation

$0.0001 (0.010) per gallon ($4.20 per contract).

Maximum Daily Price Fluctuation

$0.25 per gallon ($10,500 per contract) for all months. If any contract is traded, bid, or offered at the limit for five minutes, trading is halted for five minutes. When trading resumes, the limit is expanded by $0.25 per gallon in either direction. If another halt were triggered, the market would continue to be expanded by $0.25 per gallon in either direction after each successive five-minute trading halt. There will be no maximum price fluctuation limits during any one trading session.

Last Trading DayTrading terminates at the close of business on the last business day of the month preceding the delivery month.

Delivery

F.O.B. at Texas Eastern Products Pipeline Co. or, with the agreement of the buyer and the seller, at any pipeline, storage facility, or fractionation facility in Mont Belvieu, Texas, with direct pipeline access to TEPPCO. Delivery may be made by in-line or in-well transfer, inter-facility transfer from the seller’s facility to TEPPCO, or by book transfer unless either the buyer or the seller disagrees with such transfer.

Delivery PeriodAll deliveries must be initiated after the fourth business day and completed by the last calendar day of the delivery month.

Alternate Delivery Procedure (ADP)

An alternate delivery procedure is available to buyers and sellers who have been matched by the Exchange subsequent to the termination of trading in the spot month contract. If buyer and seller agree to consummate delivery under terms

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different from those prescribed in the contract specifications, they may proceed on that basis after submitting a notice of their intention to the Exchange.

Exchange of Futures for Physicals (EFP)

The buyer or seller may exchange a futures position for a physical position of equal quantity by submitting a notice to the Exchange. EFPs may be used to either initiate or liquidate a futures position.

Grade and Quality Specifications

Conforms to industry standards for fungible liquefied propane gas as determined by the Gas Processors Association (GPA- HD-5).

InspectionInspection shall be conducted in accordance with pipeline practices.

Position Accountability Levels and Limits

1,500 contracts for all months combined, but not to exceed 250 in the last three days of trading in the spot month or 500 in any one month.

Margin Requirements Margins are required for open futures positions.

Trading Symbol PN

Fuente: NYMEX. www.nymex.org

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http://www.nymex.org

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