Mercado de Gas Natural Argentino

Santiago Romero OnetoBogotá, 29 de Marzo de 2011

Mercado de Gas Natural Argentino

Mercados Secundarios y Coordinación de la

Operación del Sistema

PD D

P

D

DD

D

D P

P

D

Office

Projects

Assessment in development

15 years answering to the market needs withaggregated value ideas and services

Major know-how and backgroundon regional energy markets

A relevant player in theArgentinean energy market

Consultancy Services

Project Development

Gas & Liquid Fuels Trading Dispatch Services

Electricity Brokerage

2

reliability, professionalism, innovation,commitment…

3

ECS is the biggest natural gas trader in Argentina. Ourcompany manages 20 Mcm/d of natural gas, serving 250

industries, generators and CNG sites

Our company operates one of the most complex dispatchunits in the country, involving producers, transcos, distcos,

industrial sites and international flows (LNG & Bolivia)

Since LNG has entered Argentinean market, ECS isactively involved, studying different facilities and supply

alternatives

ECS is an Agent and operator of the Argentine Wholesale Electricity Market (MEM).

Brokerage of Electricity. Management of imports

We are also developing business opportunities related to biomass markets: Trading & Power Generation

4

, energy regional markets…

…natural gas. LNG. electricity. liquid fuels. coal. Renewable…

Consultancy Specialization Areas

Consultancy Services

Market Studies and InfrastructureEnergy sector country contextual situation and regional interactionIntegrated energy analysis, interdependency and impacts of prices/availability variationsInfrastructure, market and economy in the long termForecast of prices and volumes

RegulationRegulatory Framework analysisTariffs designSupport in the design of regulatory frameworks and improvement proposals.

Business AnalysisInvestment opportunities and energy optimizationTechnical and economic feasibility of energy projectsDue diligencesEnergy supply assurance Energy supply and transport contract development and negotiationCarbon Credits: CDM projects, from the feasibility analysis stage to

registration and trading.

AdvisoryReports SeminarsSupport in commercial activities and strategiesTechnical and commercial expert reports.

Agenda

• Principales características del Mercado de Gas Natural Argentino

• Evolución del sector durante los últimos 25 años.

• Reglas básicas de operación del sistema.

• Experiencias de Mercados Secundarios.

• Mercado Electrónico de Gas (MEG)

• Conclusiones

5

• Mercado maduro:o Alta penetración del gas en el

mercado doméstico. Más del 50%de la matriz energética primariadoméstica se basa en gas natural

o Alta demanda (mayor consumo deSudamérica)

o Red de gasoductos desarrollada• Inyección local promedio @ 3600

MMpc/d• Impos: Bolivia + LNG @ 353 MMpc/d• Capacidad de Transporte @ 4800

MMpc/d• Demanda: 1/3 Resid+Com+GNC; 1/3

Ind; 1/3 Generación• Casi 8 MM usuarios• Consumo residencial fuertemente

estacional• Reservas Probadas: 12.5 TCF• R/P ratio @ 7.5 años


Tcf MMpc/d AñosCuenca Reservas Prod. Br. R / P

NOA 1,97 515 10,5


GSJ 1,46 337 11,9


AUS 3,56 1176 8,3

Oferta de Energía Primaria


NQN 5,43 2517 5,9

Energía Hidráulica Nuclear

Gas Natural

51%

Petróleo35%

Otros

Gas inyectado

NORTE12%

NEUQUEN51%

SAN JORGE7%

AUSTRAL22%

BOLIVIA4%

LNG4%

Total: 3989 MMpc/d

6

Hitos del Mercado de Gas Natural en Argentina

‘80s

Integración VerticalEstado: Regulador y Empresario

Planificación CentralizadaInversión Estatal

‘90s

PrivatizacionesDesintegración vertical

Competencia en Upstream y ComercializaciónMonopolios naturales T y D

Desregulación Grandes UsuariosMercados Secundarios

Estado: Regulador. Regulación de mediano / largo plazoSeñales de precios como driver de inversión

Privado asume riesgosSubsidios específicos

Regulación de corto plazoSegmentación de la Demanda

Acuerdos de precios y volúmenesInversión pública

Monitoreo rentabilidadesSubsidios generalizados

‘00s

Crisis macro fines ’80s - pcipios ‘90s

Consenso de Washington Modelo Neo-Liberal

Convertibilidad

Crisis macro 2001

Fin ConvertibilidadLey Emergencia

Económica

7

El Modelo Estatal

Estado Nacional

YPF Gas del Estado

ProducciónTransporte Distribución y

ComercializaciónPetróleo

Gas “Transferencia”(sin contratos)

Monopolio – MonopsonioRegulador

Usuarios

Tarifas no representativas de los costos

•Autoridad: Secretaría de Energía (Ley Hidrocarburos) y Gas del Estado•Acceso Cerrado•Gas del Estado único transportista, comprador y vendedor de gas•Problemas para abastecimiento durante los picos de demanda•Tarifas “políticas” (Ministerio Obras y Serv Públicos) disociadas de costos y precios internacionales. Fuerte impacto sobre cuentas fiscales.

‘80s

•Derecho exclusivo de explorar y producir hidrocarburos de las reservas del Estado•Mínima participación del sector privado (contratos de riesgo)

•Empresario, planificador y regulador•2 empresas públicas

8


‘80s



‘90s









‘00s



Convertibilidad

Crisis macro 2001


Económica

9

‘90s

Liberalización del Upstream y Privatización de YPF

En petróleo y gas:• Continua vigente Ley Hidrocarburos (1967)• Importante transferencia de áreas de E&P al sector privado (fines 1989)• Libre competencia en dichas áreas:

o Libre disponibilidad de volumenes producidoso Libre disponibildad de divisaso Precios libreso Eliminación de barreras de entrada para la instalación de refinerías y estaciones

de expendio de combustibles• Reestructuración y privatización de YPF (1990-93 y 1999)• Ley de Federalización de los Hidrocarburos (1992) remitió a las provincias la propiedad

de las reservas y la potestad de renovar las concesiones existentes y otorgar nuevas• Todas estas medidas más la estructuración de la industria de gas aguas abajo,

promovieron la diversificación de la oferta

10

• Ley de Gas (+ decretos reglamentarios + Reglas del Servicio). Nuevo marco regulatoriopara servicios T y D

• Segmentación vertical de actividades: G + T + D + C• G y C actividades abiertas a la competencia (E&P bajo órbita de la SE)• Privatización de Gas del Estado (GdE)• T + D: monopolios naturales, actividades reguladas, concesionadas a privados, con

acceso abierto regulado no discriminatorio. Regulador: ENARGAS• Restricciones de integración entre las distintas actividades de la cadena: ej.Transcos no

pueden realizar compraventa de gas• Restricciones de propiedad cruzada entre los agentes de la cadena: ej. Distcos no

pueden ejercer control sobre una Comercializadora• Tarifas reguladas, basadas en costo del servicio eficiente (price cap x 5 años, en USD,

ajustables por inflación americana). Tarifas por tipo de servicio (Firme e Interrumpible),no por tipo de uso. Prohibición de subsidios cruzados. Descuentos permitidos. Tarifasde Transporte por distancia. Tarifas Distribución con passthrough de gas (sujetos aaprobación). Tarifas Transporte exportación: libres

• Importación: libre• Exportación: previa autorización de SE y ENARGAS. Precios libres

‘90s

Reestructuración del Sector

11

• Bases para la creación de un Mercado Mayorista Gas:o G + C: actividades competitivas. Liberalización precio gas en boca de pozo (desde

1994)o Desregulación Grandes Usuarios (>353 kpc/d Firme / >106 MMPC año

Interrump.), optativa, para G y T+D (by pass comercial y/o físico)o Distcos, Comercializadores y Grandes Usuarios negocian libremente contratos de

gas• Servicios Firmes e Interrumpibles, de transporte, para equilibrar necesidades delSistema:

o Usuarios con servicios firmes: Mayor prioridad de abastecimiento y compromiso depago del 100% del cargo de reserva de capacidad

o Tarifa interrumpible: cargo variable proporcional al firme, pero por volumentransportadoo Modelos Contractuales. Tarifas reguladas, máximas (descuentos en Distcos)o Comercializador puede revender libremente transporte

• Expansión de Infraestructura:o A cargo de las Transcos. No obligatorias. Por concurso público abiertoo Financiamiento mediante tarifas (contratos de largo plazo). Riesgo asumido por las

Transcos

‘90s

Reestructuración del Sector Gas – Comienza a formarse un Mercado de Gas Natural

12

Reestructuración del Sector Gas

Continuación

Producción1…n

Transcos 1..2

Distcos 1..9Comercializadores 1..n

Mercado Cautivo

Mercado Libre Exportaciones

Importaciones

‘90s

13

Estructura de la Industria durante los ‘90

Reglamentación de la Actividad de los Comercializadores (Res. ENARGAS 478/1997)• Se crea el registro de comercializadores. Se dictan las requisitos a cumplir• Se ordena registrar todos los contratos de comercialización de gas y de transporte e

informar las ventas mensualmente

Ampliación del Mercado Libre (Res. ENARGAS 1748/2000)• Se reconoce la conveniencia de ampliar la cantidad de usuarios que pueden acceder a

la adquisición directa de los servicios de Productores, Comercializadores yTransportistas

• Se permite a los clientes con contratos mayores a 176 kpc/d, adquirir gas y transportepor su cuenta

• Se establece que la cantidad mínima de transporte a ser contratada por un Cargadorsea de 176 kpc/d

‘90sAjustes al Nuevo Modelo

140%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%19

93

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Ventas de Distribuidoras Ventas de Productores y Comercializadores

Evolución By Pass Comercial

Reventa de Capacidad de Transporte (Res. ENARGAS 417/1997)Incorpora al mercado la posibilidad de los cargadores de revender parcial ototalmente capacidad de transporte que no utilizasen, por un período determinadode tiempo.

• Se define como Cargador a aquel que contrata un servicio de transporte directamente con unatransportista, ya sea usuario, productor, distribuidor, almacenador o comercializador.

• A pedido de un Cargador (o del ENARGAS), las Transcos deberán convocar a Concursos Abiertospara la reventa de capacidad de transporte firme, actuando como intermediarios y administradores deestas operaciones, garantizando la transparencia en las mismas.

• Criterios de Adjudicación:• 1) mayor precio por volumen por plazo;• 2) mayor precio por plazo;• 3) mayor precio por volumen;• 4) mayor precio;• 5) proporcional

‘90s

Ajustes al Nuevo Modelo y Primeras Experiencias de Mercados Secundarios

15

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Ene-

93

Abr

-94

Jul-9

5

Oct

-96

Ene-

98

Abr

-99

Jul-0

0

Oct

-01

Ene-

03

Abr

-04

Jul-0

5

Oct

-06

Ene-

08

Abr

-09

Jul-1

0

MM

pc/d

Expos Otros Carg. Distcos

El precio no puede superar a la tarifa máximaaprobada por el ENARGAS, sin embargo el mismomercado fue incorporando condiciones que de unaforma u otra permitían lograr una renta mayor a latarifa. Algunos ejemplos de esto fueron la reventascon Recalls y/o con obligación de tomar el gasboca de pozo asociado al contrato de transporte aun determinado precio.

Capacidad Contratada Firme

ContinuaciónExportaciones de Gas Natural• El Gobierno discute el marco de exportaciones e importaciones de gas• El mercado elige los proyectos factibles• Las Exportaciones son autorizadas por la Secretaría de Energía, en la medida que no

afecten el abastecimiento interno• Autorizaciones a Largo Plazo• Autorizaciones a Corto Plazo (Hasta dos años o volúmenes menores a 3,5 MMpc/d

tienen un procedimiento abreviado)• La Secretaría fundará su decisión teniendo en cuenta:

o Condiciones ofrecidas entre el mercado doméstico y el de exportacióno Oferta y demanda localo Capacidad de producción y transporte del sistema afectadoo Costos de transporte a mercados de destino y su afectación al precio local del

gaso Estudios y evaluaciones del comprador respecto al impacto en el mercado interno

en el mediano y largo plazo

‘90sAjustes al Nuevo Modelo

16

2600 km2,7 días

1760 km1,8 días

1600 km1,6 días

2550 MMpc/d1650 MMpc/d

Almacenamiento Subterráneo:Diadema – Comodoro Rivadavia. Yacimiento de gas depletado.Volumen: 140 MMm³.Caudal: 1,2 MMm³/d

Peak Shaving:Gas Natural BAN – Gran Buenos Aires.Capacidad del tanque: 43.470 m³ deGNL @ 25 MMm³ de GNPeríodo de licuefacción 290 díasCaudal Máximo: 3,86 MMm³/d

Coordinación de la Operación - Despacho

Capacidad Instalada de Generación

Consumo Combustibles para Generación

Térmica, 59%

Hidro Embalse,

22%

Hidro Pasada,

15%

Nuclear, 4%

Total: 28.143 MW

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

MM

pc/d

de

gas

natu

ral

Carbón Gasoil

Fuel Oil Gas Natural

Consumo Gas Natural

0500

100015002000250030003500400045005000

Ene-

93

Jul-9

3

Ene-

94

Jul-9

4

Ene-

95

Jul-9

5

Ene-

96

Jul-9

6

Ene-

97

Jul-9

7

Ene-

98

Jul-9

8

Ene-

99

Jul-9

9

Ene-

00

Jul-0

0

Ene-

01

Jul-0

1

MM

pc/d

Ind + Gen Res + ComGNC Transporte

17


Transportista Cargador

Transporte FirmeTF

Transporte InterrumpibleTI

Servicio de DesplazamientoED

Distribuidora

Servicio Residencial

Servicio a Pequeños Consumidores

Servicio GNC

Servicios a Grandes Usuarios

Servicio Firme de Transporte (FT)Servicio Firme de Distribución (FD)

Servicio Interrumpible de Transporte (IT)Servicio Interrumpible de Distribución (ID)

18

Considerando las características propias del mercado: alta estacionalidad, grandes distanciasentre cuencas y centros de consumo, falta de almacenamiento; las herramientas utilizadaspara poder enfrentar los inconvenientes operativos estuvieron básicamente enfocadas en elesquema contractual.

La decisión de un consumidor a la hora de elegir entre un servicio firme o interrumpible,estuvo basada sobre la posibilidad de utilizar algún combustible alternativo, el costo delmismo y la expectativa de cortes que pudiese sufrir en la alternativa interrumpible.

Reglamento de los Centros de DespachoLuego de los primeros años tras las privatizaciones, y como resultado conjunto de untrabajo llevado adelante por las distcos y las dos transcos, en el año 1998 el ENARGASpublica la versión definitiva de lo que se conocería como “Las Pautas de Despacho”

Objetivos:• Garantizar la calidad y continuidad del servicio, respetando las prioridades de

suministro y en condiciones de libre acceso y competitividad• Evitar las crisis en los días de máximo consumo, preservando a los clientes con

servicios no interrumpibles• Dar transparencia al sistema mediante la publicidad de los actos

Lineamientos Básicos:• Esquema de responsabilidades de las transportistas y cargadores para anteponer el

objetivo global del sistema ante cualquier otra consideración operativa o comercial• Las transportistas establecen bandas de tolerancia para los previsibles desbalances de

los cargadores.• En función a la ocupación de la capacidad de transporte y la capacidad de reacción

para gestionar la demanda se definen estados del sistema con medidas de control ycorrección cada vez más rigurosas

• Disponibilidad de información On-line• Acuerdos de complementación y asistencia entre transportistas


19


Continuación

3. Nominación de Transporte

Transportista

Productor

Cargador

1. Pronóstico de Solicitudes

1. Pronóstico de Solicitudes

2. Programa de Volúmenes

4. Confirmaciónde Volúmenes

5. Autorización de Transporte

20

6:00 6:006:0023:0017:0015:00

Programación Día Operativo (T+1)

Día Operativo T Día Operativo T+1

Reprogramación Día Operativo (T)

Asignación y confirmación de transporteDel Día Operativo T+1

Desbalances:a) Desviación Diaria: Variación diaria de las entregas dividida por su capacidad de

transporte firme autorizada.b) Desbalance Diario: Suma de las diferencias entre entregas e inyecciones diarias de un

cargador, dividido por su capacidad de transporte firme contratadac) Desbalance Acumulado: Suma de las diferencias entre entregas e inyecciones de un

cargador, dividido por su capacidad de transporte firme contratada, acumulado en eltiempo.

d) OBA (Operating Balance Agreement): Acuerdos entre Transportistas y Productores,desde donde se puede asignar o inyectar gas


Continuación

21

Bandas de Tolerancia:• El objetivo de Cargadores y Transportistas es ajustar sus desbalances acumulados,

tendiendo a cero, no obstante se admiten bandas de tolerancia• Las amplitudes de banda se determinan en función a los estados del sistema

Estados del Sistema:• Estado Normal• Estado de Alerta. Cuando los servicios firmes autorizados superan el 90% de la

capacidad de transporte, o la demanda ininterrumpible y servicios firmes de algúncargador supera el 80% de su capacidad contratada

• Estado Crítico. Cuando se prevé no satisfacer servicios firmes• Estado de Emergencia. Cuando algún cargador, habiendo realizado las acciones

correctivas prevé que no podrá abastecer sus consumos ininterrumpibles

Las Transportistas informan las amplitudes de banda aplicables para cada día y los dossubsiguientes, en función a los requerimientos del sistema.

Cada Cargador lleva sus proyecciones de balances y tendencias, y procede a realizar lasacciones correctivas para adecuarse a los valores autorizados, dentro de las bandas detolerancia.


Continuación

22


-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Desbalance del Sistema Banda Superior Banda Inferior

Ejemplo de bandas de tolerancia

Ejemplo Reporte de Estado del Sistema

Continuación

23


ContinuaciónMecanismos para Salvaguarda del Sistema:

1. Cuando no están afectados los consumos ininterrumpibles:a) Correcciones en la inyecciónb) Transferencias de gas en la cabecera de los gasoductosc) Transferencias de desbalances. Cesiones del gas ya inyectadod) Transferencias de capacidade) Asistencias entre Transportistasf) Afectación de las entregas de los servicios interrumpibles

2. Cuando hay riesgo de la demanda ininterrumpible:a) Se declara la emergencia del sistemab) Cada cargador informa en forma detallada y discriminada sus consumosc) Se Reúne un Comité de Ejecutivo de Emergencia con representantes de las

transportistas, las distribuidoras y cargadores afectados. El personalseleccionado debe poseer conocimientos y autoridad adecuados

d) El Comité decide las acciones correctivas y monitoreae) Las transportistas ordena las restricciones. Primero restringiendo los transportes

interrumpibles y luego los diferentes servicios dentro de los transportes firmes 24


‘80s



‘90s









‘00s



Convertibilidad

Crisis macro 2001


Económica

25

Congelamiento y pesificación de precios y tarifas

Precio de gas en boca de pozo

‘00s

26

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

Ene-

93

Oct

-93

Jul-9

4

Abr

-95

Ene-

96

Oct

-96

Jul-9

7

Abr

-98

Ene-

99

Oct

-99

Jul-0

0

Abr

-01

Ene-

02

Oct

-02

Jul-0

3

Abr

-04

Ene-

05

Oct

-05

Jul-0

6

Abr

-07

Ene-

08

Oct

-08

Jul-0

9

Abr

-10

Ene-

11

USD

/MM

Btu

Usinas Industrias GNC Residencial Gas BP

Periodo I Periodo II

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MM

pc³/

d

Producción Importaciones Consumo Local Exportaciones

Gas inyectado (2010)NORTE

12%

NEUQUEN51%

SAN JORGE7%

AUSTRAL22%

BOLIVIA4%

LNG4%

Gas comercializado (2010)

‘00s

27

Distcos30%

Comerc.20%

Productores50%

Evolución de la oferta y demanda de gas

Disminución de la producción local. Reincio de importaciones

Evolución de la producción bruta de gas

‘00s

28

0

1000

2000

3000

4000

5000

600001/9

5

01/9

6

01/9

7

01/9

8

01/9

9

01/0

0

01/0

1

01/0

2

01/0

3

01/0

4

01/0

5

01/0

6

01/0

7

01/0

8

01/0

9

01/1

0

MM

pc/

d

Total Neuquen Norte Austral Golfo San Jorge

Inyección Local: Disminución del swing en Cuenca Neuquina

Precios de gas importado, subsidiados por el Estado

Precio de gas importado

‘00s

29

0

4

8

12

16

20

USD

/MM

Btu

Bolivia LNG

Restricciones de gas en la Generación Eléctrica – Invierno 2010

Restricciones de gas en la Industria – Invierno 2010

0

400

800

1200

1600

2000

May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10

MM

pc/d

de

GN

equ

ival

ente

s

CM FO GO GN

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10

MM

pc/d

de

GN

equ

ival

ente

s

Combustibles Alternativos GN

‘00sCrisis de Gas

30-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

MM

pc/d

FD/FT ID/IT

431

1592

1997-2001 2004-2008

Cant

idad

de

Nor

mas

Normativa Mercado Eléctrico

Leyes, Decretos, Resoluciones SE / MINPLAN, ENARGAS / ENRE,

Notas SE / SSEE / SSC, Circulares MEG

Fuente: Boletín Oficial, CAMMESA, ENARGAS, ENRE, MEG

Nota: Resoluciones ENARGAS / ENRE solo aquellas publicadas en BO

563

1161

1997-2001 2004-2008

Cant

idad

de

Nor

mas

Normativa Mercado Gas Natural

Cambios Regulatorios en la Última Década‘00s

31

• Se delega a la Secretaría de Energía todas las facultades necesarias para preservarlos recursos energéticos para uso preferente del mercado interno (Decreto 180/2004)

• Creación del Mercado Electrónico del Gas (MEG) (Decreto 180/2004)• Acuerdo con Productores 2004-2006 (Decreto 181/04 y Res. MPFIPyS Nº 208/04).

Segmentación de la Demanda: volúmenes mínimos para servicios ininterrumpibles yusinas. Sendero de aumento de precios

• Programa complementario de abastecimiento del mercado interno (Res. SE 265/04 -Disposición SSC Nº 27/04 y Res. SE Nº 659/04). Se instruye a los productoresexportadores a inyectar gas en el mercador interno, estableciendo mecanismos deredireccionamiento del gas de exportaciones

• Unbundling obligatorio (Res. SE 752/05). Se instruye a los usuarios del servicio P yG, con consumos mayores a 6.36 MMpc anuales, a comprar gas en el mercado libre

• Ofertas Irrevocables (Res. SE 752/05). Se establece un mecanismo paracontratación de gas para los usuarios no alcanzados por el acuerdo

• Acuerdo con Productores 2007-2011 (Res. SE 599/2007)o Nuevo acuerdo de volúmenes y precioso Se pretende dar previsibilidad al mercado frente al vencimiento masivo de

contratoso Si existen faltantes se redirecciona primero el gas de los productores no

firmantes y el gas de las exportaciones

Cambios Regulatorios en la Última Década

Continuación‘00s

32

• Expansión sistemas de T y D: Fondos fiduciarios, prepago de inversiones (Decreto180/04):o Recursos: 1) Cargos tarifarios a pagar por los usuarios de los servicios regulados

de T y D; 2) Programas especiales de crédito; 3) Aportes específicos debeneficiarios directos

o Las obras deberán ser aprobadas, supervisadas y contratadas en los términos ycondiciones que determine el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Públicay Servicios

o Bajo este régimen se realizaron dos Open Season para ambas Transcos• Importaciones. ENARSA como “agregador” de importaciones


Continuación‘00s

33


Continuación

Producción1…n

Transcos 1..2

Distcos 1..9Comercializadores 1..n

Mercado Cautivo

Mercado Libre

Exportaciones

Importaciones

‘00s

ENARSA

34

Estructura de la Industria a partir de 2004

• Mecanismo de reventa para clientes finales de gas y servicios de transportefirme provisto por distcos (FD) (Res. 606/04)

• Establecía que: “… los usuarios que contratan servicios de distribución firmes podránintercambiar, revender o ceder el servicio brindado por la distco, o la combinación de éste conotros productos o servicios brindados por terceros, hasta tanto entre en funcionamiento elMercado Electrónico de Gas (MEG)”

• A diferencia del esquema de Reventa de Capacidad de Transporte, en este caso si bien laresolución establece pautas de comunicación y publicación de las ofertas, la negociación se libreentre las partes intervinientes, sin estar sujetas a ningún criterio de asignación preestablecido.

• Respecto a la posibilidad de vender agregadamente el servicio de transporte con el gas natural enboca de pozo, este tipo de contratos se enfrentó con la situación de que la mayoría de losacuerdos con proveedores de gas natural comprendía cláusulas de exclusividad de uso queobstaculizaban la reventa o cesión del mismo.


Continuación‘00s

35

36

• Objeto: “Organizar y reglamentar un mercado para la más transparente negociaciónde: 1) contratos de compraventa contado o a término, de gas natural y de capacidad detransporte, así como contratos derivados sobre los mismos activos, tales como futuros,opciones y otros sobre gas natural y derechos de transporte y distribución…., 2) Otrosproductos y servicios energéticos”

• Se acuerda que será la Bolsa de Comercio de la Ciudad de Buenos Aires la entidadque tendrá a su cargo la operación y administración del MEG

• La Secretaría de Energía estableció la “obligatoriedad” para que todas las operaciones“spot” del mercado de gas natural se realizarán dentro del MEG,, para lo cual seimplementó un registro de contratos de forma tal de que no se pudiesen nominar en lossistemas de transporte volúmenes que no correspondieran a contratos previamentedeclarados como tales (primera etapa de la réplica de los despachos).

• Se formó un comité con representantes de distintas empresas del sector y organismospúblicos a fines de poder solucionar todos los inconvenientes que la misma operaciónpresentaba, como ser: Procedimiento operativos, Esquema de liquidaciones y pagos,Garantías, Multas, Etc.

Mercado Electrónico del Gas (MEG)

37

• Se determinaron 2 tipos de agentes capaces de operar en el mismo:• Agentes Libres: los cuales comprende básicamente a cualquier entidad que esté

dispuesta a operar como agente para terceros, ya sean consumidores oproductores. Estos roles fueron cubiertos por Comercializadores que prestan elservicio de agente a terceros o directamente operan para cubrir posiciones dentrode su portfolio.

• Agentes de Cartera Propia: pueden ser consumidores o productores de gasnatural que deseen operar en el MEG sin requerir los servicios de un agente.

• Originalmente comprendía una amplia gama de productos a ser incluidos bajo la órbitadel MEG, como ser:

• Gas boca de pozo• Transporte de gas natural• Gas natural y transporte: Gas en Citygate• Mercado Spot y a Término• Opciones y Futuros

Mercado Electrónico del Gas (MEG) cont.

38

• El primer producto en lanzarse bajo la administración del MEG fue la negociación delgas natural spot en boca de pozo, para lo cual se determinaron las siguientescaracterísticas del mismo:

• Se crearon 5 mercados diferentes, uno por cada cuenca productora (Neuquén,Noroeste, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego)

• Se definieron dos tipos de rondas en función del plazo:• Ronda T para el volumen correspondiente al mismo día, y• Ronda T+1 para el volumen correspondiente al día siguiente de la

transacción.

• Se estableció un período de tiempo de negociación de 1 hora para cada Ronda:• Ronda T: de 16 a 17 hs del mismo día operativo• Ronda T+1: de 13:30 a 14:30 hs del día anterior

• En dicho período se puede realizar ofertas de compra y/o venta en cualquiera de los 5mercados, y al cierre se determina el resultado de los mismos mediante un “único”precio de corte, considerando todas las ofertas.

Mercado Electrónico del Gas (MEG) cont.

• Declaración de los contratos de venta de gas• Productores y Comercializadores deben registrar sus contratos de venta en el MEG:

vigencia, contrapartes, volúmenes, precios y otras condiciones generales• Las transportistas no permiten la operación de un contrato de venta si no está registrado• Publicación de la información respetando confidencialidad de contrapartes

Operatoria del Despacho de Gas de Comercializadores

Solicitud sobre contrato Comercializador-Usuario

Confirmación sobre contrato Productor-Comercializador

Solicitud sobre contrato Productor-Comercializador

Confirmación sobre contrato Comercializador-Usuario

Comercializador

Productores

Sistema deTransportista

Distribuidoras


Comercializador

Distribuidoras

Productores


Solicitud sobre contrato Productor-Comercializador

Confirmación sobre contrato Productor-Comercializador

Réplicas de los Despachos en el MEG‘00s

39

40

1,5 $/MMBtu

1,0 $/MMBtu1,4 $/MMBtu



0

5

10

15

20

25

Ofertas de Compra Ofertas de Venta

MM

pc

Esquema de Operación

Comitente

Agente Oferta de Compra

Oferta de Venta

Ronda MEG Comitente

Agente

+Precio-

-Precio+

Precio deCorte

• Se ordenan las ofertas de compra segúnprecio descendente

• Se ordenan las ofertas de venta segúnprecio ascendente

• Se realiza la asignación de ofertas segúneste orden hasta que no existan másofertas compatibles en precio

• El precio de corte es el precio de la últimaoferta abastecida

1,2 $/MMBtu


41

• Ejemplo de una operación


Continuación

42


1,4 $/MMBtu

1,6 $/MMBtu

1,2 $/MMBtu


0

5

10

15

20

25


MM

pc

1,6 $/MMBtu




0

5

10

15

20

25


MM

pc

1,6 $/MMBtu




0

5

10

15

20

25


MM

pc

+Precio-

-Precio+

Precio deCorte

+Precio-

-Precio+

Precio deCorte

+Precio-

-Precio+

1,6 $/MMBtu

1,4 $/MMBtu

No existen operaciones posibles


Continuación

Operaciones en el MEG

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

20

40

60

80

100

120

140A

go-0

5

Nov

-05

Feb-

06

May

-06

Ago

-06

Nov

-06

Feb-

07

May

-07

Ago

-07

Nov

-07

Feb-

08

May

-08

Ago

-08

Nov

-08

Feb-

09

May

-09

Ago

-09

Nov

-09

Volú

men

(MM

pc/d

)

Tran

sacc

ione

s

Volumen Asignado

Cantidad Transacciones

Mercado Electrónico del Gas (MEG)‘00s

43

Santiago Romero OnetoBogotá, 29 de Marzo de 2011


Mercados Secundarios y Coordinación de la

Operación del Sistema

Documents

Mercado de Gas Natural Argentino